Водонапорная гидрогеологическая система и её трансформация при разработке месторождений нефти и газа

На правах рукописи

Глянцев Алексей Васильевич

(на примере Бузулукской впадины)

Специальность 25.00.07 – Гидрогеология

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата геолого-минералогических наук

Пермь – 2008

Работа выполнена в Оренбургском научном центре Уральского отделения Российской академии наук

Научный руководитель: доктор географических наук

Нестеренко Юрий Михайлович

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор

Гаев Аркадий Яковлевич

доцент

и проектный институт нефти

(ОренбургНИПИнефть)

Защита диссертации состоится "13"ноября 2008 г. в 15¹⁵ час. на заседании диссертационного Совета Д 212.189.01 при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования „Пермский государственный университет“ по адресу: 614990 Пермь, ул. Букирева, 15, зал заседаний Ученого совета.

Автореферат разослан " 10 " октября 2008 г.

Ученый секретарь

диссертационного Совета

доктор технических наук В.А. Гершанок

Слабопроницаемые породы защищают горизонты подземных вод от проникновения в них загрязняющих веществ и ограничивают вертикальные движения подземных вод, играя роль геохимических барьеров. Пропуская через себя воду, они сдерживают вертикальную миграцию более вязких жидких углеводородов и ряда химических соединений, взаимодействуя с ними и изменяя качество фильтрующихся вод. При техногенном увеличении градиентов межпластовых давлений возникает необходимость исследования свойств покрышек и миграции воды через них. Свойства покрышек: 1) влияют на экологическое состояние недр и земной поверхности; 2) изменяют характер залежей углеводородов и нефтегазоносных этажей в пределах нефтегазоносных бассейнов и 3) определяют условия эксплуатации месторождений и строительства подземных газохранилищ. Поэтому постановка исследований по изучению движения подземных вод и углеводородов, в естественных и техногенно-нарушенных нефтедобычей условиях, через породы покрышек является актуальной гидрогеологической задачей.

1. 
   Установление взаимосвязи между водоносными горизонтами палеозоя, состоящее в преобладании вертикальных движений пластовых вод над горизонтальными (главы 1, 3, 4).
   
2. 
   Разработка методических подходов к определению коэффициента фильтрации глинистых пород покрышек, основанных на исследовании керна глубоких скважин (глава 2).
   
3. 
   Определение величины и направления перетоков воды через породы покрышек на месторождениях нефти и газа, обусловленных трещиноватостью литифицированных глинистых водоупоров (главы 5, 6).
   

- непосредственном участии в 26 научно-производственных отчетах и проектах по объектам поисков и разведки месторождений нефти и газа на территории западного Оренбуржья;

- разработке методики определения коэффициента фильтрации глинистых покрышек на основе личных лабораторных и полевых исследований;

- том, что автор впервые поднял вопрос о наличии вертикальных перетоков подземных вод между глубокозалегающими водоносными горизонтами, разработал инструментарий и установил направления и величины этих перетоков через породы покрышек на месторождениях нефти и газа исследуемого региона.

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю, доктору географических наук Ю.М. Нестеренко за постоянную помощь и поддержку в процессе работы над диссертацией.

За консультации и полезные советы при написании диссертационной работы автор глубоко благодарит кандидата геолого-минералогических наук Е.Н. Сквалецкого, а также докторов геолого-минералогических наук Т.Я. Демину и П.В. Панкратьева.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Первое защищаемое положение: «Установление взаимосвязи между водоносными горизонтами палеозоя, состоящее в преобладании вертикальных движений пластовых вод над горизонтальными» [1, 2, 4, 7-10]. Изучением гидрогеологии артезианских бассейнов занимались: А.И. Силин-Бекчурин (1949), Н.К. Игнатович (1944), М.А. Гатальский (1956), А.М. Овчинников (1956-1970), Г.А. Максимович (1955-1978), Н.И. Толстихин, И.К. Зайцев (1967, 1972), В.А. Всеволожский (1971–1991), Е.В. Пиннекер (1977), А.А. Карцев (1969–1992), В.А. Кротова (1956-1979), В.А. Кирюхин (1975-2005), В.И. Дюнин (2000), В.Н. Быков (1973–2004), М.И. Зайдельсон (1969), А.Я. Гаев (1978-2008) и другие. Тем не менее, в настоящее время не существует единых представлений об условиях формирования и движения подземных вод в техногенно имененных условиях.

На основе анализа имеющихся в литературе работ по исследованию динамики движения подземных вод в земной коре, в условиях Южного Приуралья можно выделить четыре фактора обусловливающих их движение:

1. 
   Питание подземных вод атмосферными осадками, которые поддерживают градиент напора в областях питания.
   
2. 
   Плотностная конвенция.
   
3. 
   Пополнение артезианских бассейнов элизионными водами.
   
4. 
   Естественно и техногенно образованные градиенты напора.
   

В геологическом строении впадины участвуют верхнепротерозойские, палеозойские, мезозойские и кайнозойские образования осадочного чехла, залегающего на метаморфических и магматических породах кристаллического фундамента. В разрезе осадочного чехла участвуют терригенно-карбонатные и карбонатные отложения девона и карбона, сменяющиеся терригенно-карбонатными, терригенными, соленосно-гипсоносными толщами перми и выше по разрезу терригенными осадками мезокайнозоя. Чередование терригенных и карбонатных разностей в разрезе является благоприятным фактором с точки зрения создания разности приведённых напоров в водоносных горизонтах, благодаря чему осуществляется движение подземных вод.

При рассмотрении вопроса о взаимодействии водоносных горизонтов и комплексов большое значение отводится водоупорам и их проницаемости. Основными водоупорными слоями в осадочных толщах в соответствии с традиционными взглядами, принято считать галогенные и глинистые породы. Экспериментальные исследования М. Маскет, В.М. Барышева, С.Г. Мовсесян, В.В. Давликамова, Г.Ф. Требина и др. выявили в зоне весьма замедленного водообмена области с относительно интенсивным вертикальным водобменом и перетоком подземных вод через глинистые разделяющие слои.

За геологическое время в глинистых породах формируются макро- и микронеоднородности и разнообразная трещиноватость. На стадиях седиментации, диагенеза, катагенеза глинистые породы преобразуются из высокопористых илов в породы с жесткими структурными связями, способными к трещинообразованию. Трещиноватость глинистых отложений имеет большое значение, и её необходимо учитывать при изучении их проницаемости.

Нами исследовалась проницаемость блоков глинистых пород с микротрещиноватостью. Для этого были поставлены опыты по определению коэффициента фильтрации образцов керна. По завершению опытов образцы были разбиты и сфотографированы для выявления направления и глубины проникновения воды в них (рис. 1, 2). Анализируя полученные фотографии, можно сделать вывод, что основной расход фильтрующейся воды приходится на различно ориентированные трещины в керне. Подобная картина распространения

1

Рис. 1. Известняк глинистый, афонинский горизонт Рис. 2. Известняк глинистый франского возраста

1 – зона увлажнения керна фильтрующейся водой

фильтрующейся жидкости по трещинам получена В.И. Дюниным (2000) в глинах и аргиллитах юрского возраста в Западной Сибири.

Наличие трещиной проницаемости объясняет, во-первых, большое расхождение в определении их проницаемости гидродинамическими, аэродинамическими методами и на образцах в лабораторных условиях. Во-вторых, объясняет движение жидкости в естественных (ненарушенных) условиях через мощные толщи глинистых пород, когда градиенты не достигают начальных значений, наблюдаемых в лабораторных условиях.

Таким образом, в результате многообразных процессов глинистые породы на больших глубинах из тонкодисперсных с преимущественно поровой проницаемостью превращаются в непластичные, монолитные породы, характеризующиеся высокой способностью к трещинообразованию. И их следует рассматривать как породы с жесткими структурно-кристаллическими связями, точно так же, как и породы другого литологического состава: алевролиты, песчаники, доломиты и известняки.

Вопрос о возможности вертикальной гидродинамической связи между водоносными горизонтами осадочного чехла региона до настоящего времени не имеет однозначного решения. Исследования в других регионах с наличием галогенных водоупоров показывают наличие вертикальных перетоков. Так, Л.Г. Каретников и В.И. Дюнин (2000) связывают распределение гидрохимических, газовых и геотермических аномалий в Днепровско-Донецкой впадине с восходящей разгрузкой глубинных флюидов. Максимальные значения вертикальных перетоков через галогенно-карбонатные отложения приурочены к зоне развития тектонических нарушений в присводовых частях положительных структур.

Вертикальная разгрузка минерализованных, металлоносных вод отмечается в горноскладчатых областях. На Памире воды верховых озер, расположенных на высоте 3,8÷4,2 км, имеют минерализацию до 140 г/дм³ и более, обогащены хлором, натрием, карбонатами, сульфатами и рудными компонентами глубинного происхождения (В.А. Кротова, 1978). На Южном Урале воды восходящих источников из рифейских отложений содержат гамму элементов, включая углеводороды, характерные для гидротермальных месторождений (Кротова, 1978).

В Башкирском Предуралье Попов В.Г. (1985) установил связь величин пластовых давлений и конфигурации пьезометрических поверхностей вод замедленного водообмена с характером современного рельефа, подтверждая тем самым их связь с горизонтами зоны интенсивного водообмена через сульфатно-галогенные отложения. Местные области разгрузки соответствуют тектоническим депрессиям, долинам рек и часто связаны с техногенными факторами (добычей нефти, газа, конденсата, попутных пластовых вод, закачкой промстоков, перетоками по стволам глубоких скважин и др.).

Сделанные В.Г. Поповым и другими исследователями выводы учтены при исследовании формирования и движения подземных вод в осадочном чехле Бузулукской впадины на глубину до 3500 м. В этой части осадочного чехла нами изучены четыре водоносных комплекса: уфимско-нижнеказанский (надсолевой); ассельско-артинский (подсолевой); визейско-нижнемосковский (подсолевой); среднефранско-турнейский (подсолевой) [1]. Для выявления наличия взаимосвязи этих водоносных комплексов по вертикали рассмотрены значения пластовых давлений водоносных горизонтов, расположенных на разных глубинах и определены установившиеся приведённые уровни подземных вод. Расчёт произведён по предлагаемой нами формуле:

где h_ст.в.- высота столба жидкости, м; γ_и- объёмный вес жидкости поднимающейся в скважине из исследуемого водоносного горизонта, г/см³; h_абс – абсолютная отметка опробованного интервала, м; γ_ср.взв – средневзвешенный объёмный вес воды вышерасположенных водоносных горизонтов, он вычисляется по общеизвестной формуле определения средневзвешенных величин, который применительно к приведённому напору имеет вид:

, (2)
где h₁…h_n– высота слоёв грунта; γ_1-n– объёмный вес воды в слое грунта h_1-n.

Используя установленные приведенные напоры водоносных горизонтов, данные о геологическом строении и гидрогеологических условиях, построены четыре карты установившихся приведенных уровней вод и один гидрогеологический профиль по линии I – I Ливкинская-Новоселовская (рис. 3-7).

Карта установившихся приведенных уровней вод уфимско-нижнеказанского комплекса представлена на рис. 3. Анализ карты выявляет довольно четкую приуроченность повышенных напоров к поднятиям и водоразделам и постепенное снижение напоров к долинам рек. Так в долинах наиболее крупных рек Самары и Бузулука на рассматриваемой территории наблюдаются пониженные напоры (абс. отм. +(57÷133 м)). Понижение напоров прослеживается и в долинах притоков реки Самары – рек Ток, Мал. Уран, Бол. Уран. Купола повышенных напоров (абс. отм. +(203÷249 м)) приурочены к поднятиям в рельефе между реками Ток, Мал. Уран, Бол. Уран и верховье реки Бузулук. Значительная часть разломов на карте приурочена к долинам основных рек Самары и Бузулук.

Карта установившихся приведенных уровней вод первого подсолевого ассельско-артинского комплекса представлена на рис. 4. Распределение повышенных и пониженных напоров комплекса, кроме юго-западной части, в общих чертах соответствует их распределению в уфимско-нижнеказанском комплексе (с большей долей влияния рельефа местности), с небольшим смещением вершин пъезометрических максимумов и минимумов. Соответствие распределения напоров ассельско-артинского и уфимско-нижнеказанского комплексов свидетельствует о взаимосвязи их вод. В юго-западной части района наблюдается понижение установившихся приведенных уровней в южном

направлении, что вероятно связано с увеличением влияния тектоники, так как в пермское время поверхность приобрела южный наклон в сторону Прикаспийской впадины.

Тенденция увеличения влияния тектоники на распределение значений установившихся приведенных уровней вод свойственна и ниже расположенному визейско-нижнемосковскому комплексу (рис. 5). Повышенные напоры (абс. отм. +(72÷80 м)) приурочены к Бобровско–Покровской зоне поднятий, соответствующей внешнему борту Муханово–Ероховского прогиба. Пониженные напоры отмечены в осевой части прогиба (абс. отм. +(42÷45 м)) и к югу от Муханово–Ероховского прогиба (абс. отм. +(12÷27 м)) между Бобровско–Покровской зоной поднятий и Гаршинским разломом. Сравнивая зоны пониженных и повышенных напоров комплекса с зонами пониженных и повышенных напоров вышележащего ассельско-артинского комплекса, в общем плане имеем совпадение этих зон с некоторым смещением и видоизменением. Это может быть связано с изменением геологического строения с глубиной и влиянием тектоники.

Ещё более значительное влияние тектоники прослеживается на карте установившихся приведенных уровней вод нижнего из рассматриваемых комплексов ─ среднефранско-турнейского (рис. 6). В нем отмечены три зоны

повышенных напоров: 1) восточная (абс. отм. установившихся приведенных напоров +(93÷106 м)) по кристаллическому фундаменту, приуроченная к Покровско-Сорочинскому выступу, 2) юго – восточная (абсолютные отметки +(110÷148 м)), приуроченная к Акъярскому разлому, и 3) юго-западная зона (абс. отм. +(41÷57 м)), приуроченная к Гаршинскому разлому. Если сравнить повышенные напоры в этих зонах с напорами вышележащего визейско-нижнемосковского комплекса, то превышение напоров рассматриваемого комплекса составляет 21÷57 м. Такое превышение свидетельствует о восходящем движении подземных вод в районе Покровско-Сорочинского выступа, Акъярского и Гаршинского разломов.

В центральной части расположена относительно депрессионная зона с отметками напоров (-28 м) ÷ (+16 м), по простиранию совпадающая с Муханово–Ероховским прогибом, который заложен в среднефранское время. В сравнении с вышележащим визейско-нижнемосковским комплексом наблюдается понижение напоров вод на 60÷70 м, что свидетельствует о нисходящем движении вод визейско-нижнемосковского комплекса в воды среднефранско-турнейского комплекса.

На эту же карту по имеющимся данным падения давления нанесены контуры техногенно измененных приведенных уровней на эксплуатируемых месторождениях нефти. Месторождения выделяются на карте по развитию гидродинамических воронок различных размеров.

На построенном автором гидрогеологическом профиле I-I (рис. 7) в скважинах, находящихся вблизи разломов, наблюдается уменьшение расстояния между установившимися приведенными уровнями среднефранско-турнейского и

Рассмотрена связь между пластовым давлением в водонапорной системе палеозоя Бузулукской впадины и глубиной залегания водоносных горизонтов (рис. 8). Большинство точек находится на линии нормального гидростатического давления (∆р=1 кг/см² на 10м) или в непосредственной близости от неё, что свидетельствует, в основном, о прямой пропорциональной зависимости между этими параметрами. То есть, фактическое пластовое давление в водонапорной системе контролируется высотой столба воды и её объемным средневзвешенным весом над точкой замера. Можно утверждать, что значительные отклонения давления от нормального обусловлены техногенными причинами. Тем более, что аналогичные результаты исследований связи между пластовым давлением и глубиной залегания водоносных горизонтов получены В.Г. Поповым (1985) в

1 – линия нормального гидростатического давления; 2 – воды пермского возраста; 3 – воды карбона; 4 – воды девона; 5 – воды карбона с техногенно нарушенным давлением.

Таким образом, для водонапорной системы Бузулукской впадины доказано наличие взаимосвязи водоносных горизонтов палеозоя в связи с преобладанием вертикальных движений пластовых вод над горизонтальными движениями. Расчлененность фундамента впадины усиленная разломной тектоникой ограничивает возможность латеральной миграции пластовых вод. Поэтому на исследуемой территории наблюдается преобладание вертикальных движений вод, наиболее интенсивно проявляющихся в периоды активизации неотектонических процессов. При наступлении относительного неотектонического покоя (стабилизации) движение вод продолжает осуществляться по еще незалеченным разломам, имеющим связь с кристаллическим фундаментом и с приповерхностными водоносными горизонтами осадочного чехла. Движение вод происходит также и внутри блоков по микротрещинам, имеющим по нашим лабораторным исследованиям коэффициент фильтрации 0,316 · 10^-6 ÷ 0,105 · 10^-5 м/сут, а по данным расчетов – от 0,589·10^-6 до 0,134·10^-5 м/сут.

Для полевых определений коэффициента фильтрации пород исследуемой водонапорной системы в их естественном залегании требуется бурение дорогостоящих глубоких скважин, их оборудование и длительное опробование. Лабораторный и расчетный методы являются менее затратными и позволяют проводить массовые определения коэффициента фильтрации. Однако, существующие лабораторные методы имеют ряд своих недостатков: они в основном предназначены для определения коэффициента фильтрации пород нарушенного сложения (главным образом песков); при изготовлении исследуемых образцов из пород другого состава часто не удаётся придать образцам правильную форму при которой возможны измерения, так как породы осадочного чехла платформы легко разламываются и дробятся при механической обработке. Что касается расчетных методов, то они не учитывают в должной мере все имеющие место факторы, и полученные по ним результаты далеко не всегда соответствуют фактической величине коэффициента фильтрации. Недостатком расчетных методов является ещё и недостаток информации об исходных данных. Вследствие этого определить коэффициенты фильтрации расчётным путем на ряде исследуемых территорий не представляется возможным.

Поэтому в диссертационной работе предпринята попытка определить коэффициенты фильтрации слабопроницаемых пород по скорости впитывания воды соответствующей минерализации в керн с ненарушенной структурой [3, 5]. Скорость впитывания находили по изменению веса сухого образца за определенный период времени. До начала опыта определяли его вес и площадь поверхности, затем сушили при температуре 105ºС до постоянного веса. Вес образца определяли на весах с точностью до 0,01 г с возможной ошибкой 0,25∙10^-4 относительно его веса. Образец помещали в герметичный сосуд с рассолом (с концентрацией 220 г/л, равной минерализации пластовых вод). Последующее взвешивание образца производили через 50÷60 суток. Извлеченный из воды образец освобождали от воды на его поверхности фильтровальной бумагой и взвешивали на тех же весах с последующим расчетом коэффициента фильтрации по предлагаемой нами формуле:

, (3)
где Р_с - вес сухого образца, г; Р_м - вес образца, впитавшего воду за время Т, г; Т - время впитывания воды образцом, сутки; S_общ - общая площадь впитывания воды

образцом, м ²; µ - вязкость рассола при 20ºС; γ - плотность рассола при 20ºС; α- коэффициент учитывающий изменение S_общ:

, (4)

После повторного взвешивания образец вновь помещали в сосуд с водой для продолжения опыта с периодическим взвешиванием через 50÷60 суток. Общая продолжительность опыта в нашем случае составила около года.

По полученным данным построены графики зависимости исследуемых параметров (коэффициента фильтрации и изменения площади впитывания рассола в керн образцов ∆S) от времени исследования (рис. 9). На графиках выделено три области, отличающихся по характеру зависимости К_ф и ∆S от Т:

I – Область неустановившейся скорости впитывания;

II - Область установившейся скорости впитывания;

III – Область, в которой наблюдается неравномерная скорость впитывания.

Результаты определения коэффициентов фильтрации сопоставлялись с параметрами проницаемости керна пород, полученных в лабораторных условиях. На некоторых площадях лабораторные определения проницаемости выполнены нами на приборе ГК-5. Переход от коэффициента проницаемости к коэффициенту фильтрации осуществлен с использованием формулы В.А. Боревской (1979):

, (5)

Таким образом, разработан методический подход к определению коэффициента фильтрации глинистых пород по керну скважин без специальной подготовки. Полученные результаты свидетельствуют о том, что предложенный подход обеспечивает точность определения, сопоставимую с традиционными

б)

Рис. 9. Графики зависимости коэффициента фильтрации (а) и изменения площади впитывания в керн (б) от времени.

Таблица 1.

Коэффициенты фильтрации глинистых пород покрышек

В результате разработки нефтяных месторождений в процессе эксплуатации пластовых водонапорных систем формируются положительные и отрицательные пьезометрические аномалии с радиусом до 10÷30 км, а на длительно разрабатываемых месторождениях до 100 км. Депрессионные воронки, возникающие в процессе разработки нефтяных залежей с поддержанием пластового давления путем заводнения, вызывают вертикальные перетоки флюидов и загрязнение пресных вод верхних горизонтов. Эти перетоки происходят как за счет негерметичности эксплуатационных и ликвидированных скважин, так и по трещинам, раскрывающимся при резком росте пластового давления в продуктивных пластах (Бачурин, Шишкин и др., 1989).

Нами перетоки вод через породы покрышки в естественных и техногенно измененных нефтедобычей условиях рассчитаны на Веселовской, Ливкинской площадях, Докучаевском, Зайкинском, Загорском месторождениях. Расчеты выполнены для бобриковского, ардатовского, воробьевского водоносных горизонтов, а также для водоносных комплексов в пределах турнейского, фаменского и франского ярусов. При этом были использованы коэффициенты фильтрации пород покрышек, определённые расчетным и опытным путём по приведённой в диссертации методике с применением следующей формулы:
К_{ф покр} ∙ ∆P

Н_п = —————— , (6)

h_покр
где H_п – переток воды через породы покрышки, м/сут; ∆P – градиент напора, м; К_{ф покр} – коэффициент фильтрации покрышки, м/сут, h_покр – мощность покрышки, м.

В естественных условиях на Веселовской площади [4, 7] величина восходящего перетока воды через известняково-глинистую покрышку водоносного пласта Т₁ составила 1,3 мм/год при фактическом градиенте напора 40,7 м. Глубина ее залегания составляет 3350,4 м, толщина 4,4 м, а коэффициент фильтрации 0,397·10^-6 м/сут (определён опытным путём). Величина перетока воды, рассчитанная по проницаемости, составила 2,1 мм/год при коэффициенте фильтрации 0,635·10^-6 м/сут. Для аналогичной покрышки толщиной 16,4 м и коэффициенте фильтрации 0,366·10^-6 м/сут (определён опытным путём) величина перетока составила 0,24 мм/год при градиенте напора 31 м, а при коэффициенте фильтрации 0,698·10^-6 м/сут (определён расчётным путём по проницаемости) – 0,48 мм/год.

Через известняково-глинистую покрышку толщиной в 6,4 м водоносного пласта D_ф2, с глубиной залегания 3708,6 м, коэффициентом фильтрации 0,550·10^-6 м/сут (определён опытным путём), при градиенте напора 52,7 м, переток (восходящий) воды составил 1,65 мм/год. При коэффициенте фильтрации 0,758·10⁶ м/сут (определён расчётным путём по проницаемости) переток составил 2,2 мм/год. Через аналогичную покрышку водоносного пласта D_фр2 толщиной 15,6 м при глубине 4059,2 м, коэффициенте фильтрации 0,612·10^-6 м/сут (определён опытным путём) и градиенте напора 145,4 м, переток воды (восходящий) составил 2,0 мм/год, а при коэффициенте фильтрации 0,706·10^-6 м/сут (определён расчётным путём по проницаемости) – 2,4 мм/год.

На Ливкинской площади в естественных условиях переток воды (восходящий) через известняково-глинистую покрышку водоносного пласта Т₂ составил 0,4 мм/год. Глубина ее залегания составляет 3716,5 м, толщина 31,8 м, коэффициент фильтрации 0,70·10^-6 м/сут (определён опытным путём), а градиент напора 53 м. При коэффициенте фильтрации той же покрышки в 0,589·10^-6 м/сут (определён расчётным путём по проницаемости) переток составил 0,3 мм/год.

В нарушенных нефтедобычей условиях решение задач по перетокам вод выполнены на Докучаевском, Зайкинском и Загорском месторождениях [1, 2, 6, 8]. На Докучаевском месторождении в турнейском ярусе переток до начала разработки через известняково-глинистую покрышку пласта Т₂ на глубине 2731 м составлял в среднем 0,3 мм/год, а после шести лет разработки месторождения составил 5,0 мм/год. На Зайкинском месторождении после 11 лет разработки переток через глинисто-алевролитовую покрышку из пласта Д_III в пласт Д_IV составил 4,6 мм/год, а до разработки был в противоположном направлении из пласта Д_IV в пласт Д_III и составлял 2,1 мм/год.

Результаты расчёта величины перетока через породы покрышки в естественных и нарушенных нефтедобычей условиях представлены в табл. 2.

Таким образом, решены задачи по определению величины и направления перетоков воды через породы покрышек водоносных горизонтов и комплексов водонапорной системы Бузулукской впадины. Техногенез, вызванный разработкой месторождений нефти и газа, приводит к изменениям пластовых давлений и уровней подземных вод, что может и оказывает негативное воздействие на все компоненты экосистемы: на химический состав подземных и поверхностных вод, на почвы, растительность и животный мир, а иногда - на инженерно-геологические условия местности.

Таблица 2.

Расчёт величины перетока через породы покрышки.

№ п/п	Наимено-вание площади, месторож- дения	Возраст покрышки пласта	Глубина залегания, м	Величина перетока через покрышку, мм/год (Нп)
				При коэффициенте фильтрации, определённому опытным путём				При коэффициенте фильтрации, рассчитанному по проницаемости
				в естественных условиях		в техногенных условиях		в естественных условиях		в техногенных условиях
				Рнач, МПа	Нп	Ртекущ, МПа	Нп	Рнач, МПа	Нп	Ртекущ, МПа	Нп
1	Веселовская	Т1	3350	37,1	1,3	–––	–––	37,1	2,1	–––	–––
2	Веселовская	Т1	3206	35,7	0,25	–––	–––	35,7	0,48	–––	–––
3	Ливкинская	Т2	3717	40,9	0,43	–––	–––	40,9	0,35	–––	–––
4	Докучаевское	Т2	2731	31	0,3	25,7	5	31	1	25,7	7
5	Загорское	Дфр2	4059	46,9	2(-)	43,6	3(+)	46,9	2,4(-)	43,6	4(+)
6	Зайкинское	ДIV	4430	–––	–––	–––	–––	47,4	2,1(-)	38,5	4,6(+)

(+) переток сверху вниз; (-) переток снизу вверх

1. Установлено наличие взаимосвязи водоносных горизонтов палеозоя, заключающееся в преобладании вертикальных движений пластовых вод над горизонтальными движениями в водонапорной системе Бузулукской впадины. Составлены карты, отражающие результаты определения установившихся приведенных уровней подземных вод водоносных комплексов. Эти карты позволили уточнить гидрогеодинамические условия водонапорной системы изучаемой территории и характер движения вод.

2. Установлена возможность выявления гидрогеологических окон в глинистых породах и водоупорных толщах месторождений нефти и газа, что имеет большое технологическое и геоэкологическое значение в связи с интенсификацией добычи углеводородов и других полезных ископаемых на больших глубинах.

3. Выполнен анализ существующих методов определения коэффициента фильтрации пород покрышек, разработаны методические подходы и предложена методика его определения по керну скважин без специальной подготовки образцов. Разработанная методика определения коэффициента фильтрации глинистых покрышек в лабораторных условиях позволяет исследовать керн практически любой формы и не требует сложной механической обработки образца. Изучена связь между пластовым и гидростатическим давлением вод, определяемым глубиной их залегания в водонапорной системе.

4. Решены задачи по определению величины и направления перетоков воды через слабо проницаемые породы покрышек на месторождениях нефти и газа водонапорной системы Бузулукской впадины. Определены величины таких перетоков подземных вод через породы покрышек.

5. Изучена взаимосвязь между водоносными комплексами и горизонтами водонапорной системы и рассчитаны величины перетоков рассолов через породы покрышек в природных и нарушенных нефтедобычей условиях на ряде конкретных месторождений нефти и газа, что позволяет оптимизировать технологию их разработки. Уточнены гидрогеологические условия на Ананьевской, Веселовской, Ливкинской, Скворцовской площадях в Бузулукской впадине. Проведена стратиграфическая разбивка пробуренных скважин на этих площадях с выделением пластов-коллекторов и пород покрышек водонапорной системы.

6. Впервые на месторождениях нефти и газа в Бузулукской впадине установлены величины и направления перетоков через породы покрышек глубокозалегающих горизонтов. В естественных условиях величина перетока составила от 0,25 до 2,4 мм/год, в техногенно измененных нефтедобычей условиях от 4,7 до 7 мм/год. Техногенные перетоки приводят к кардинальной смене природной гидродинамической обстановки в недрах вплоть до земной поверхности. Эти техногенные преобразования по своим масштабам сравнимы с геологической деятельностью природного комплекса.
СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Статьи, опубликованные в ведущих рецензируемых научных журналах, входящих в перечень ВАК РФ

1. Водоносные комплексы Бузулукской впадины и их взаимодействие. Нефтепромысловое дело, 2007, № 12. С. 35-39. (соавт. Ю.М. Нестеренко, доля автора 50 %).

2. Влияние разработки нефтяных месторождений Южного Предуралья на верхнюю часть земной коры // Региональная научно-практическая конференция молодых учёных и специалистов Оренбуржья: Сб. материалов. 4.2.-Оренбург, 2003. С. 87-88.

3. Межпластовые перетоки по разрывным нарушениям и трещинам пород покрышек // Вестник Горного института. Пермь: ГИ УрО РАН. №3, 2003. С. 34-35.

4. Фильтрационные свойства пород покрышек нефтяных месторождений на Южном Урале и методика их определения // Материалы научной сессии Горного института УрО РАН. Пермь, 2005. С. 25-27.

5. Микротрещиноватость пород покрышек месторождений нефти и газа и переток воды через них в Южном Предуралье // Вестник Горного института. Пермь: ГИ УрО РАН. №2, 2005. С. 32-34. (соавт. Ю.М. Нестеренко, доля автора 50 %).

6. О методике определения коэффициента фильтрации пород покрышек месторождений нефти и газа в Южном Предуралье // Региональная научно-практическая конференция молодых учёных и специалистов Оренбуржья: Сб. материалов. 4.1.-Оренбург, 2005. С. 266-267.

7. Вертикальные перетоки и миграция подземных вод в глубокозалегающих горизонтах Южного Урала // Материалы второй всероссийской научно-практической конференции. Оренбург, 2005. С. 228-232 (соавт. Ю.М. Нестеренко, доля автора 50 %).

8. Фильтрационные свойства пород покрышек нефтяных месторождений на Южном Урале и вертикальные перетоки подземных вод // Тез. докл. Международной научной конференции. Пермь, 2005. С. 192-193. (соавт. Ю.М. Нестеренко, доля автора 50 %).

9. Выявление взаимосвязи водоносных горизонтов палеозоя по вертикали в Южном Предуралье // Материалы ежегодной научной сессии Горного института УрО РАН. Пермь, 2006. С. 68-70. (соавт. Ю.М.Нестеренко, доля автора 50 %).

10. Влияние объектов нефтяной и газовой промышленности на гидрогеологические системы в нефтегазоносных бассейнах // Материалы всероссийской научно-практической конференции с международным участием. Оренбург-Пермь, 2008. С. 229-231. (соавт. Ю.М. Нестеренко, доля автора 50 %).

,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,

Подписано в печать “03” октября 2008 г. Формат 60 х 84/16.

Печать офсетная. Уч.-изд. л. 1,0. Тираж 100 экз. Заказ № 15

Типография Пермского государственного университета