Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ факторов воздействия на геологическую среду при освоении нефтяных месторождений севера тимано-печорской провинции 14
1.1 Основные сведения о геологическом строении территории 15
1.1.1 Краткое описание глубинного геологического строения региона 18
1.1.2 Ресурсный потенциал и нефтегазоносное районирование 20
1.1.3 Особенности строения верхней части геологической среды прибрежной зоны 22
1.2 Анализ факторов воздействия на геологическую среду 25
1.2.1 Природные факторы, определяющие устойчивость геологической среды 26
1.2.2 Факторы техногенного воздействия 32
1.3 Исследование закономерностей регионального изменения свойств и состава нефти
1.4 Состав и свойства нефти месторождений прибрежной зоны юго-восточной части Баренцева моря 41
2 Геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений прибрежной зоны 44
2.1 Варандейское нефтяное месторождение 44
2.1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения 46
2.1.2 Анализ изменения состава и физико-химических свойств глубинных и устьевых проб нефти 50
2.2 Торавейское нефтяное месторождение 59
2.2.1 Исходные данные о месторождении 60
2.2.2 Анализ изменения состава и свойств нефти 63
2.3 Особенности изменения свойств и состава нефти по продуктивным пластам Тобойского месторождения. 70
3 Характеристики нефти как индикатор степени возможного загрязнения геологической среды при аварийных разливах и методы их оценки 76
3.1 Состав и свойства нефти как главный фактор степени негативного влияния на природные компоненты 77
3.1.1 Легкие фракции 79
3.1.2 Плотность нефти 81
3.1.3 Вязкость 81
3.1.4 Парафины 82
3.1.5 Сера и ее соединения 83
3.1.6 Смолы и асфальтены 85
3.1.7 Ванадий и никель 86
3.2 Характеристика метрических методов анализа состояния природной среды 90
3.2.1 Классификация объектов 93
3.2.2 Принятие управленческих решений 95
3.3 Экспертные методы оценки 98
3.3.1 Организация опросов экспертов 100
3.3.2 Оценка качества работы экспертов 103
4 Разработка методики оценки воздействия нефти на геологическую среду 107
4.1 Методика оценки воздействия нефти на геологическую среду с учетом
ее компонентного состава 107
4.1.1 Предпосылки разработки методики 107
4.1.2 Влияющие факторы 110
4.1.3 Основа и структура методики 112
4.1.4 Определение весовых коэффициентов методом экспертных оценок 116
4.2 Принципы районирования территории по степени потенциального
воздействия углеводородов на геологическую среду прибрежной зоны юго-восточной части Баренцева моря 122
4.3 Результаты оценки воздействия нефти в пределах отдельных месторождений и транспортного коридора при перекачке флюида 126
Заключение 138
Библиографический список
- Особенности строения верхней части геологической среды прибрежной зоны
- Геолого-физическая характеристика месторождения
- Состав и свойства нефти как главный фактор степени негативного влияния на природные компоненты
- Результаты оценки воздействия нефти в пределах отдельных месторождений и транспортного коридора при перекачке флюида
Особенности строения верхней части геологической среды прибрежной зоны
В геологическом отношении рассматриваемая территория занимает северную часть Тимано-Печорской (Печорской) плиты Восточно Европейской древней платформы. Байкальский складчатый фундамент верхнепротерозойского возраста перекрыт чехлом, сформировавшимся в течение палеозоя и мезозоя. На поверхности залегают четвертичные и современные осадочные отложения. В разрезе осадочного чехла ей соответствует Печорская наложенная синеклиза. Здесь развиты позднепротерозойские, палеозойские, мезозойские и кайнозойские отложения, которые наиболее полно изучены в континентальной части территории. В пределах акватории располагается самая северная структура плиты – Печороморская впадина. Верхнепротерозойские породы слагают цоколь плиты, и представлены слабометаморфизованными сланцеватыми образованиями, местами прорванными интрузиями разнообразного состава. Верхнепротерозойские породы в пределах плиты вскрыты отдельными скважинами на глубине более 3000–4000м, а на Северном Тимане выходят на дневную поверхность (Губайдуллин, 2008).
В основании осадочного чехла залегает толща кембрий-ордовикских нерасчлененных отложений, представленных песчаниками, алевролитами, аргиллитами, известняками и доломитами. Мощность толщи варьируется в диапазоне от 200 до 1000 м и более.
Отложения силура залегают в основном на глубине 3000–3500 м под осадками девона. Силурийские отложения преимущественно терригенно-карбонатного состава и представлены известняками, доломитизированными известняками и доломитами. Мощность отложений достигает 800–1200 м.
Отложения девона представлены тремя отделами и распространены на площади повсеместно. Обнажаются в пределах гряды Чернышева и на Северном Тимане, на остальной площади залегают на глубине от сотен до 4500 м и глубже. Отложения представлены глинами, песчаниками, алевритами и карбонатными породами.
Каменноугольные отложения на севере Печорской синеклизы развиты повсеместно и согласно залегают на девонских. Представлены карбонатными породами с прослоями алевролитов, аргиллитов и редкими сульфатами. В основном отложения залегают на глубине от 250 до 2900 м.
Отложения пермской системы в рассматриваемом регионе имеют широкое распространение. Они представлены двумя отделами и сложены преимущественно карбонатными породами в нижней части и терригенными в верхней части разреза. Суммарные мощности пермских отложений составляют 500–1000 м.
Отложения триасовой системы на описываемой территории имеют повсеместное распространение и представлены глинами, алевролитами, аргиллитами, а также песчаниками с прослоями песков и конгломератов. Верхняя часть разреза образований более песчанистая. Мощность триасовых отложений изменяется от нескольких десятков до 1700 м.
Юрские отложения представлены тремя отделами и развиты на большей части Печорской синеклизы, где со стратиграфическим несогласием залегают на образованиях триаса. Литологически юрские отложения сложены глинами, алевролитами, песками. Суммарная мощность отложений системы 200–400 м.
Меловая система на рассматриваемой территории представлена только нижним отделом. Его образования залегают почти горизонтально со стратиграфическим несогласием на юрских отложениях и перекрываются кайнозойскими осадками. Суммарная мощность отложений достигает 250 м. Отложения кайнозойской группы в Печорской синеклизе развиты практически повсеместно и залегают почти горизонтально на денудированной поверхности нижнего мела или более древних пород. Литологически отложения представлены глинами, суглинками, песками, наблюдаются гравийно-галечные горизонты и мощные линзы галечников. Образования четвертичного возраста развиты повсеместно и залегают почти сплошным покровом мощностью 50–100 м реже 200–250 м. В южном направлении его мощность уменьшается. Четвертичные отложения представлены двумя отделами – плейстоценом и голоценом. В составе плейстоцена выделены образования эоплейстоцена и неоплейстоцена (Губайдуллин, Калашников, Макарский, 2008).
Такая сложная тектоническая и геологическая история региона внесли свой вклад в формирование богатого углеводородного потенциала провинции.
В Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне на авлакогеновой стадии в раннем палеозое сформировалось много мелких очагов нефтегенерации, которые работают в разное время, что обусловливает многообразие типов нефти в отложениях этой стадии (Геология, 1983; 1990; Геология нефти, 1990).
Стратиграфический диапазон нефтегазоносности севера ТПНГП включает отложения от ордовикско-нижнедевонских до триасовых. Промышленные залежи нефти в основном сосредоточены в средне- и верхнедевонских и нижнекаменноугольных отложениях. Здесь насчитывается большое количество многопластовых месторождений с различными типами пород-коллекторов и ловушек. Коллекторами служат песчаники, известняки и доломиты. Покрышки в основном представлены глинистыми образованиями. Залежи преимущественно антиклинального типа (Губайдуллин, Калашников 2008).
Геолого-физическая характеристика месторождения
Почвы этого района отличаются специфическими особенностями протекания в них биогеохимических процессов. В условиях практически повсеместного распространения многолетней мерзлоты, господства холодных сезонов, сильной заболоченности территории миграция и трансформация загрязняющих веществ, попадающих на поверхности почвы, очень замедлена, преобладает процесс аккумуляции.
Торфяные горизонты разных типов почв, а особенно сухоторфяных, обладают высокой сорбционной способностью жидких загрязнителей, представляя собой для них специфический геохимический барьер.
Такие геохимические барьеры как восстановительный глеевый и окислительный иллювиально-железистый останавливают вертикальную и горизонтальную миграцию загрязняющих веществ. Отчасти это может рассматриваться как полезное экологическое свойство почв, оставляющее загрязнение на этой площади, где произошло воздействие, и сохраняющее примыкающие к ней территории. Однако самоочищение загрязненных почв происходить практически не будет, и загрязнение, в связи с характерным для этого района чрезвычайно застойным типом биогеохимического круговорота, сохранится на долгие годы (не менее 90–100 лет). Это может иметь негативные последствия для сохранения растительного покрова и животного населения района. Согласно исследованиям, представленным в Национальном атласе почв РФ, скорость самоочищения почв при районировании территории Российской Федерации по типам изменений природной среды при добыче и транспортировке нефти охарактеризована как очень низкая с периодом восстановления растительности более 30 лет (Глазовская, Пиковский, 2007). Неустойчивость фитоценозов значительным образом влияет на комплексные функции геологической среды и может привести к необратимым ее изменениям. В целом растительность района характеризуется чрезвычайно низкой биологической продуктивностью из-за короткого вегетационного периода и плохой теплообеспеченности. Низкие температуры и избыточное увлажнение препятствует разложению опада, а, следовательно, сильно тормозят интенсивность биогеохимического круговорота, который служит основным агентом самоочищения экосистем от антропогенных загрязнений.
Недостаток тепла, избыток влаги, очень низкая биологическая продуктивность растительности и крайне заторможенный биогеохимический круговорот делает практически невозможным восстановление механически разрушенного почвенно-растительного покрова.
Все эти факторы и процессы позволяют считать природный экологический потенциал рассматриваемой территории крайне низким и распространенные здесь фитоценозы – высоко экологически уязвимыми, то есть крайне неустойчивыми к антропогенным воздействиям (Губайдуллин, Калашников, Макарский, 2008).
Таким образом, реакция на антропогенные воздействия зависит от степени устойчивости каждого ландшафта: способности к сохранению сложившейся естественным путем структуры, интенсивности восстановления, к самоочищению от загрязнения и пр. Уровень проявления этих свойств определяется природным экологическим потенциалом, свойственным каждому природному комплексу, который формируется в результате взаимодействия всех компонентов ГС под влиянием гидротермических ресурсов, являющихся движущей силой этого взаимодействия. Следовательно, экологический потенциал отражает зональные закономерности и согласно «Экологической карте СССР» рассматриваемый район располагается в зоне очень низкого экологического потенциала, который характеризуется: – быстрым загрязнением водоемов с поверхностным стоком, т.к. при высоком коэффициенте увлажнения высок и поверхностный сток, поэтому все растворимые загрязнители и легкие углеводороды смываются водными потоками, загрязняя поверхностные водоемы. Тяжелые углеводороды надолго аккумулируются на низкотемпературных, органогенных и глеевых барьерах; – чрезвычайно медленным протеканием процессов восстановления: самоочищения почвы, зарастания нарушенных земель, что связано с недостатком тепла, определяющего низкую биологическую продуктивность растительности и низкую активность биогеохимического круговорота. Например, самоочищение почвы и восстановление растительности после нефтяного загрязнения составляет 30 лет и более (Национальный атлас почв РФ, 2007); – активизацией мерзлотных процессов в результате нарушения целостности почвенно-растительного покрова, что изменяет температурный режим поверхностных горизонтов, вызывая солифлюкцию, термокарст, полностью или частично разрушая кормовые, стационные, ландшафтообразующие функции растительности; – современными тектоническими движениями в рассматриваемом районе с положительным знаком, что заставляет также учитывать активизацию водноэрозионных процессов, особенно при строительстве переходов через водные объекты.
Однако устойчивость геологической среды зависит не только от ее природных свойств, но и от масштабов воздействия (время, охват территории, вид и интенсивность воздействия). Поэтому устойчивость в дальнейшем будем трактовать, как сравнительную. Такое сложное сочетание всех факторов и формирует экологический потенциал территории и накладывает определенные экологические ограничения при освоении региона.
Состав и свойства нефти как главный фактор степени негативного влияния на природные компоненты
Залежь пласта Т1+2II пластово-сводовая, литологически экранированная. Пласт самостоятельно опробован в одной скважине, в которой получен приток безводной нефти дебитом 11,2 м3/сут. Залежь пласта Т2I пластово-сводовая. Пласт представляет собой чередование плохо выдержанных по простиранию прослоев слабосцементированных песчаников, алевролитов, глин различной толщины. Пласт опробован в пяти скважинах. Залежь пласта Т2II. В пределах месторождения пласт развит повсеместно. По внутреннему строению аналогичен пласту Т21. Опробован в тех же скважинах, что и пласт Т21, дебиты безводной нефти изменяются от 2,9 до 36,0 м3/сут.
Нижнепермская залежь (пласт Р1). Нижнепермские отложения Торавейского месторождения содержат одну залежь. Залежь приурочена к карбонатным коллекторам артинского и сакмарско-ассельских отложений, залегает на глубинах 1510–1630 м, тип коллектора поровый, порово-трещинный, трещинный и кавернозно-трещинный. Покрышкой служат глинистые толщи кунгурского яруса (Дронг, 2012). 2.2.2 Анализ изменения состава и свойств нефти Характеристика нефти Торавейского месторождения дана по результатам исследований глубинных и поверхностных проб. Устьевые и глубинные пробы нефти, полученные в 1977 году, были исследованы сотрудниками нефтяной лаборатории Ухтинской тематической экспедиции УГТУ. Отбор и исследование глубинных и поверхностных проб нефти, растворенного газа, выполненных в 2000–2003 гг (по нижнепермской залежи), осуществлялся сотрудниками аккредитованных лабораторий Производственного химико-аналитического центра ОАО
«Архангельскгеолдобыча» (ПХАЦ ОАО АГД). Исследования глубинных проб, отобранных в 2005 году, так же проведены в ПХАЦ ОАО АГД. Все исследования поверхностных проб, а также исследование глубинных проб из пласта Т2II проводились в ООО «Лукойл-ВолгоградНИПИморнефть».
Исследования проб пластовой нефти по четырем скважинам, отобранных из пермских отложений в 2008 году, проведены «Центром исследований керна и пластовых флюидов» в г. Архангельске.
Выполненный автором анализ результатов этих исследований и данных полученных самим автором (Дронг, Губайдуллин, 2012) позволяют охарактеризовать нефть чаркабожской свиты (пласты Т1I, T1II, T1III, T1IV) как тяжелую (850,0–943,1 кг/м3), вязкую (15,58–884,8 мм2/с), смолистую (7,14–19,84 % смол силикагелевых), асфальтеновую (2,59–8,11 %), малопарафинистую (массовая доля парафина 0,01–1,93 %), сернистую (содержание серы 1,61–5,04 %).
Содержание легких фракций, выкипающих до 200 С, незначительно и варьируется в диапазоне 3–15 %. Величина разброса значений по некоторым показателям нефти в каждом продуктивном пласте представлена на рисунке 2.12 (а, б, в).
Нефть харалейской свиты (пласты T1+2I и T1+2II) охарактеризована по трем устьевым пробам и относится к тяжелой (плотность нефти 952,9–987,0 кг/м3), с кинематической вязкостью от 322,2 до 7689 мм2/с при среднем значении 5060 мм2/с; смолистой (13,45 %), асфальтеновой (8,85 %), малопарафинистой (1,08 %), сернистым (2,54 %). До 200 С выкипает всего 1,5 % легкой фракции нефти.
Нефть ангуранской свиты (пласты Т2I и T2II) изучена по трем устьевым пробам. Нефть пласта Т2II в стандартных условиях имеет плотность 966,2 кг/м3. По данным устьевых проб это наиболее тяжелая нефть с плотностью 920,6–985,6 кг/м3, высоковязкая (кинематическая вязкость в среднем составляет 2618,1 мм2/с), практически лишена светлых фракций (4,8 %), со средним содержанием силикагелевых смол 14,41 %, асфальтенов 7,41 %, парафинов 1,03 % и серы 2,52 % (рис. 2.12). Разброс значений по некоторым показателям нефти в каждом продуктивном пласте Торавейского месторождения: а) плотность нефти, б) содержание смол и в) массовая доля серы Нефть содержит значительные количества ванадия, железа и никеля, концентрации которых подчиняются следующей закономерности Fe V Ni, отклоняются от нее лишь в нефти пласта Т1I, где ванадий и железо содержатся примерно в равных количествах с некоторым преобладанием ванадия (V Fe Ni). Преобладание железа типично для триасовой нефти. Таким образом, по имеющимся данным, отмечается общая тенденция изменения свойств нефти триасовых отложений: в нижней части разреза (пласты чаркабожской свиты) она более легкая, менее вязкая, с более высоким содержанием светлых фракций, малопарафинистая. В верхней части разреза (харалейская и ангуранская свиты) нефть наиболее тяжелая, высоковязкая, с незначительным выходом светлых фракций и более высоким содержанием парафина (Крайнева, Губайдуллин, 2014).
По классификации ГКЗ РФ нефть нижнепермской залежи Торавейского месторождения относится к тяжелым (плотность в поверхностных условиях при температуре 20 С более 850 кг/м3), с повышенной вязкостью (7,03 мПас в пластовых условиях), смолистым (5–26 % силикагелевых смол), малопарафинистым (среднее содержание парафинов не выше 1,32 %), высокосернистым (серы свыше 2 %) (Проект «Северные ворота», 1995; Дронг, 2012).
Необходимо отметить, что с каждым годом по мере увеличения количества данных о свойствах и составе нефти средний показатель постоянно изменяется, а диапазон возможных значений увеличивается. На следующем рисунке представлены диаграммы изменения средних значений таких показателей нефти как плотность (рис. 2.13 а) и массовая доля парафина (рис. 2.13 б), по которым осуществляется пересчет запасов и корректируется характеристика углеводородного (УВ) сырья.
Проведение анализа изменения состава и физико-химических свойств нефти месторождения по всему разрезу продуктивных пластов, по аналогии с Варандейским месторождением, не представляется возможным по причине отсутствия необходимого количества данных. Однако, единичные исследования характеристик пластовой нефти отдельных скважин, выполненные в одно время, позволяют подтвердить некоторые зависимости, выявленные на Варандейской структуре. На основании сопоставления результатов исследования четырех глубинных образцов нефти со скважин № 25 и № 81, выполненного автором, наблюдается следующее (рис. 2.14 а-г): вязкость нефти в скважинах меняется с определенной долей синхронности с плотностью. С увеличением глубины залегания нефти в рассматриваемых скважинах уменьшается содержание смол и в незначительной степени содержание серы, как и на скважине № 1007 Варандейского месторождения. Соответствуя сложному строению месторождения, нефть отличается крайне разобщенным химическим составом и широким диапазоном физических свойств не только по площади месторождения, но и в пределах одной залежи.
Результаты оценки воздействия нефти в пределах отдельных месторождений и транспортного коридора при перекачке флюида
Интенсивная разработка месторождений Тимано-Печорской провинции потребовала освоения новых методов контроля и обеспечения безопасности окружающей среды с учетом специфики климатических и геологических особенностей региона, а также индивидуального состава и физико-химических свойств добываемого сырья. Состав нефти в значительной степени влияет на характер загрязнения окружающей среды, скорость распространения загрязняющего вещества, возможность и скорость деградации углеводородов и др. (Пиковский, 1988; Губайдуллин, 2006). Поэтому экологическая оценка последствий потенциально возможных нефтяных разливов при разработке месторождений и транспортировке пластового флюида напрямую должна быть связана с оценкой состава и физико-химических свойств добываемого продукта.
Основой для прогноза могут быть уже выявленные характеристики нефти, закономерности нахождения различных веществ и соединений в нефти и газах, а также накопленные сведения об их концентрациях в месторождениях и данные об общем профиле осадочного чехла в нефтегазогеологических провинциях (Кривцов, 1989; Покалов, 1998; Якуцени, 2000).
Для оценок воздействия нефтедобывающего производства, технические объекты которого привязаны не только к наземным природным системам, но и геологической среде в целом, необходимы межотраслевые исследования взаимодействия добывающей техники и природной среды. Материалы таких комплексных исследований входят в пакет лицензионной информации (Клубов, Кочетков, 1995). Повышение требований к оценкам состояния природной среды (Аковецкий, 2008), и как составной ее части геологической среды, при добыче и транспортировке углеводородного сырья определяет необходимость применения методов исследований, адекватных новым задачам. Общие принципы и некоторые методические приемы изучения нарушенных земель в процессе производства рассматриваются в ряде работ (Денисова, 1976; Солнцева, 1981,1998; Середина, 2008 и др.). Существует также большое количество методической литературы по оценке влияния разных видов хозяйственной деятельности на состояние ландшафтов и их компонентов. Но, несмотря на значительное число нормативных и методических материалов, регламентирующих принципы получения оценок состояния отдельных компонентов природной среды, единой методической основы анализа зоны техногенеза нет. Существуют несколько разных подходов к изучению влияния техногенных факторов и оценке состояния природной среды.
1. Компонентный (традиционный) подход, основанный на изучении отдельных компонентов природных систем (почв, грунтов, вод, биоты). Методологическая основа этого подхода достаточно хорошо разработана и дает принципиальную возможность использовать понятийный аппарат и методы отраслевых наук, включая общую и прикладную геохимию (Солнцева, 1998).
2. Системный (геосистемный, геокомплексный) подход. В этом случае в методическую схему исследований входит, кроме анализа компонентов среды, и анализ протекающих в них процессов. Усложнение задач определяет и необходимость комплексирования методов, традиционных для разных видов отраслевых исследований (Дьяконов, 1984).
3. Комплексный ландшафтно-экологический подхода к анализу нарушенных территорий. Методика исследований включает ландшафтно-индикационные работы, методы геохимических балансов и др. (Жучкова, 1977, Дончева, 1978).
Таким образом, подход к анализу зоны техногенного воздействия не унифицирован, хотя каждая отраслевая наука может и должна подходить к этим вопросам со своих «специализированных позиций», используя собственные методы и идеи. Особенности протекания процессов и явлений в районах, подвергшихся загрязнению нефтью и нефтепродуктами, определяют необходимость введения новых понятий и модификации методологии исследований (Солнцева, 1998), которые должны быть наиболее оптимальны для анализа таких территорий.
Для комплексной характеристики всех форм преобразования природных систем и в первую очередь геологической среды под воздействием возможных нефтезагрязнений необходимо в основу оценок положить информацию о составе и физико-химических свойствах потенциального загрязнителя. При этом следует принять во внимание устойчивость изменений, возникающих в ландшафтах в процессе деятельности человека, а также самоочищающие возможности природных комплексов и составляющих их компонентов (почв, грунтов, природных вод и т.д.).
Сложность реализации такого подхода обусловлена спецификой нефтедобывающего производства. И при изучении влияния данного производства на геологическую среду необходимо выполнить комплексный методический подход к оценке самой среды и возможных поллютантов.
Рассматриваемый регион является наименее изученным районом добычи нефти с точки зрения трансформации природных комплексов в результате механических нарушений поверхности, гидродинамических изменений геологической среды и гидрохимических воздействий на отдельные компоненты ландшафтов или природно-территориальные комплексы в целом (Солнцева, 1988).
Параметры таких систем как геологическая среда отличаются чрезвычайной сложностью и их исследование невозможно полностью выполнить теоретически или исчерпывающее представить математическими моделями без сильных упрощений, поэтому для решения геоэкологических задач все чаще применяются экспертные методы. При разработке методики оценки потенциального воздействия нефти на геологическую среду использованы методы экспертных оценок, позволяющие объединить, и учесть профессиональный опыт, знания и интуицию специалистов разных областей знаний, необходимых для всестороннего изучения вопроса и эффективного решения поставленных в работе задач.
Предлагаемая методика является частью комплексного продукта по оценке состояния природной среды в зонах разработки, добычи и транспортировки нефти в прибрежной зоне Баренцева моря. Анализ степени возможного негативного воздействия нефти с точки зрения ее свойств и состава на геологическую среду основан на применении балльных оценок. Это позволило унифицировать единицы измерения и посредством экспертной оценки установить весовые коэффициенты влияющих факторов методом попарного сравнения для уточнения принятой модели.
Похожие диссертации на Состав и свойства нефти как потенциальный фактор загрязнения геологической среды и методы его оценки (на примере прибрежной зоны севера Тимано-Печорской провинции)
