Содержание к диссертации
Введение
1. Краткий обзор предшествующих исследований 9
2. Природные факторы формирования подземных вод... 16
2.1 Физико-географические условия 16
2.2 Геологическое строение 19
2.3 Гидрогеологические условия 28
3. Особенности преобразования подземных вод в условиях техногенного влияния 38
3.1 Источники загрязнения 38
3.2 Типизация нефтяных месторождений по степени техногенного воздействия на пресные подземные воды 46
3.3 Защищенность подземных вод 49
3.4 Оценка техногенной трансформации подземных вод 58
3.5 Моделирование техногенной трансформации состава вод и водовмещающих отложений при загрязнении 78
3.5.1 Система «рассол-порода-газ» 82
3.5.2 Система: «соленые воды-порода-газ» 100
4. Разработка научно-методических рекомендаций по предотвращению загрязнения подземных вод 128
4.1 Методика гидрогеологических исследований 128
4.2 Оптимальный комплекс гидрогеоэкологических исследований по выявлению источников засоления пресных подземных вод 134
4.3 Гидрохимический метод выявления источников засоления пресных подземных вод 146
Заключение 168
Литература 175
Приложение! 194
- Геологическое строение
- Типизация нефтяных месторождений по степени техногенного воздействия на пресные подземные воды
- Моделирование техногенной трансформации состава вод и водовмещающих отложений при загрязнении
- Оптимальный комплекс гидрогеоэкологических исследований по выявлению источников засоления пресных подземных вод
Введение к работе
Актуальность работы.
В связи с ограниченностью запасов пресных подземных вод и стремлением республики переключиться на водоснабжение от подземных источников большое внимание уделяется проблеме сохранения пресных водных ресурсов на территориях разрабатываемых месторождений юго-востока Татарстана. За прошедшие 60 лет с начала разработки нефтяных месторождений произошли существенные изменения химического состава пресных подземных вод зоны активного водообмена в связи с их загрязнением хлоридно-натриевыми рассолами, добываемыми попутно с нефтью и используемыми для поддержания пластового давления. Концентрации хлоридов и сульфатов на участках загрязнения превышают ПДК. Техногенное воздействие нефтедобычи создало трудности в классификации всего многообразия химических типов вод техногенно-измененных вод. При интенсивной техногенной нагрузке возникают проблемы поиска достоверного и доминирующего источника загрязнения пресных подземных вод.
Без научно-методических разработок в области гидрогеологии, в частности определении закономерностей формирования состава пресных подземных вод, роли литологического и минералогического состава водовмещающих отложений невозможно выявление конкретных источников загрязнения и решение экологических проблем в условиях разработки нефтяных месторождений. Поэтому изучение вопросов формирования современного химического состава пресных подземных вод на территориях нефтепромыслов с применением физико-химического моделирования является весьма актуальным.
Цель работы — разработать научно-методические основы предотвращения загрязнения пресных подземных вод в связи с эксплуатацией нефтяных месторождений. Достижение поставленной цели осуществлялось решением следующих задач: 1) выполнить анализ гидрогеологической ситуации в зоне пре сных подземных вод на территориях давно разрабатываемых месторождений; 2) изучить вертикальную гидрогеохимическую зональность исследуемой территории; 3) модернизировать классификационную схему С.А. Щукарева для оценки техногенного воздействия нефтепромыслов на пресных подземных вод; 4) оценить защищенность пресных подземных вод от загрязнения с учетом степени техногенного воздействия на них;
5) выполнить гидрогеохимическое моделирование в системе «загрязненный флюид-порода-газ» при поступлении загрязнителей «сверху» и «снизу»; 6) разработать методические приемы выявления очагов и источников загрязнения и засоления пресных подземных вод.
Объектом исследований является верхняя часть гидросферы в пределах зоны активного водообмена центральной части Южно-Татарского свода.
Предмет исследований - современные природные и техногенные процессы, протекающие в верхней части подземной гидросферы исследуемой территории.
Фактический материал.
При написании работы использовались: 1) материалы, собранные автором в процессе выполнения научно-исследовательских и научно-производственных работ по программе выявления источников загрязнения подземных вод, поставленных по заданию ОАО «ТАТНЕФТЬ», в двух последних из которых автор являлся ответственным исполнителем; 2) научно-исследовательские и годовые отчеты НГДУ, ТГРУ, ТНГФ, ТатНИПИнефть, в результате анализа которых были обобщены данные по химическому составу вод (свыше 15 тыс. химических анализов) и результатам проведенных (геофизических, индикаторных, гидрохимических, газогеохимических, опытно-фильтрационных, ландшафтно-геохимических, технологических) исследований на 32 очагах загрязнения ППВ изучаемой территории.
На защиту выносятся следующие основные положения:
1. Инверсионный тип гидрогеохимической зональности в районах нефтяных месторождений под влиянием естественных и техногенных факторов. Воды хлоридного и сульфатно-хлоридного составов на участках инверсии вытесняют гидрокарбонатные воды в долинах рек (природный фактор) и на участках разработки нефтяных месторождений (техногенный фактор).
2. Модернизированный вариант классификации Щукарева С.А. для техногенно- измененных вод. Количество комбинаций из трех главных катионов и анионов расширено с 49 до 225. По минерализации и степени загрязнения воды подразделяются на группы: А (минерализация 0,5 г/л) - фоновые воды, В (0,5-1,0) - воды начальной и умеренной стадий загрязнения, С (1,0-1,5) - воды средней стадии загрязнения и Д (более 1,5 г/л) — сильно загрязненные воды.
3. Результаты моделирования в системе «загрязненный флюид-порода-газы», которые позволили уточнить возможные пути поступления загрязняющих веществ и обеспечили разработку гидрохимического метода.
4. Методические приемы выявления источников загрязнения вод в зоне активного водообмена при разработке нефтяных месторождений.
Научная новизна.
1. Разработаны новые методические приемы выявления источников загрязнения вод зоны активного водообмена при разработке нефтяных месторождений. Они заключаются в разработке гидрохимического метода и оптимального комплекса исследований, включающего гидрогеологические и геолого-геофизические методы.
2. Выявлен инверсионный тип вертикальной гидрогеохимической зональности. В долинах рек под влиянием природных факторов и на участках разработки нефтяных месторождений под влиянием техногенных факторов воды хлоридного и сульфатно-хлоридного составов вытесняют гидрокарбонатные воды.
3. Выполнена модернизация классификации С.А. Щукарева с расширением количества комбинаций из трех главных катионов и анионов с 49 до 225 с учетом их минерализации и степени загрязнения: А (минерализация 0,5 г/л) — фоновые воды, В (0,5-1,0) - воды начальной и умеренной стадии загрязнения, С (1,0-1,5) - воды средней стадии загрязнения и Д (более 1,5 г/л) - сильно загрязненные воды. В очагах засоления пресных подземных вод на сильной стадии загрязнения нефтепромысловыми рассолами воды полностью изменили свой тип с гидрокарбонатных магниево-кальциевых на хлоридный кальциево-натриевый, натриево-магниево-кальциевый или сульфатно-хлоридный магние-во-кальциевый.
4. На основе проведенного моделирования в системе «загрязненный флюид-порода-газы» конкретизированы представления о химическом составе, формах миграции растворенных компонентов и их количествах, уточнены возможные пути поступления загрязняющих веществ. Появление в засоляющихся водоносных горизонтах, наряду с хлоридами, сульфат-ионов является первым признаком существования источников загрязнения «снизу».
5. Разработан гидрохимический метод выявления источника загрязнения пресных подземных вод, решающий задачу определения путей поступления загрязняющих веществ. Его рекомендуется применять в составе оптимального комплекса исследований на участках сильного техногенного воздействия. Комплекс гидрогеологических исследований решает задачу выявления очагов и источников загрязнения пресных подземных вод.
Практическая ценность работы.
Диссертационная работа выполнена в соответствии с планом научно-исследовательских работ ТатНИПИнефть в рамках Экологической программы ОАО «ТАТНЕФТЬ» на период 1996-2000, 2000-2015 гг. по разделу «Гидрогеология». Разработанные и примененные автором методические приемы к решению задач выявления участков природной и техногенной инверсии гидрогеоло гического разреза, установления источников загрязнения горизонтов пресных вод обеспечивают решение проблемы предотвращения и ликвидации загрязнения пресных подземных вод на основе внедрения: 1) схемы типизации территорий по природной защищенности ППВ и техногенного воздействия на них; 2) мероприятий по оконтуриванию очагов засоления, поиску и выявлению источников загрязнения пресных подземных вод на территориях нефтепромыслов. Предложенный оптимальный комплекс гидрогеологических и геолого-геофизических методов успешно применен на 32 очагах загрязнения пресных подземных вод.
Апробация работы и публикации.
Основные положения и выводы диссертационной работы докладывались на международных и всероссийских конференциях в гт. Москве (2001,2004), Альметьевске (200,2003), Казани (2002,2003), Уфе (2002), Анапе (2003), Перми (2004). По теме диссертации опубликовано 8 работ. Кроме того, результаты исследований реализованы в 6 научно-производственных отчетах ТатНИПИнефть, в двух из которых автор являлся ответственным исполнителем.
Объем и структура работы.
Диссертация состоит из введения, 4 разделов и заключения. Содержит 194 страницы машинописного текста, включая 29 таблиц, 17 рисунков и список литературы из 204 наименований.
Работа выполнена в ТатНИПИнефть (г.Бугульма) в Отделе экологической безопасности при разработке нефтяных месторождений. Автор выражает искреннюю признательность научному руководителю профессору А.Я. Гаеву (Пермский государственный университет) и своим наставникам к.г.-м.н Р.Л. Ибрагимову (ТатНИПИнефть) и В.М. Федотову (ТАТНЕФТЬ) за ценные указания и всестороннюю помощь при написании диссертации. Автор признателен профессорам ПГУ В.Н. Катаеву, Р.Г. Ибламинову и доценту Г.К. Михайлову за со веты, а также сотрудникам ТатНИПИнефть Л.В. Барилко, Т.Н. Мингазову, О.Ф. Ченцовой и Е.С. Беловой за помощь, оказанную при подготовке и оформлении работы.
Геологическое строение
Геологическое строение Южно-Татарского свода изучалось многими поколениями геологов. Наиболее значительный вклад внесли геологи Казанского университета А.А. Штукенберг, А.В. Нечаев, Б.П. Кротов, М.Э. Ноинский, Е. И. Тихвинская, С.Г.Каштанов, В.И. Троепольский, а также геологи производственных и научно-исследовательских организаций Л.З. Аминов, Н.Г. Абдуллин, С.Н. Мельников, И.А. Ларочкина, Б.М. Юсупов, Е.Д. Войтович, Н.И. Кирсанов и многие другие [3;73-80;122;123]. Их усилиями созданы современные представления о стратиграфии и тектонике Татарии, о закономерностях размещения месторождений полезных ископаемых, гидрогеологических и инженерно-геологических условиях.
В геологическом строении принимают участие породы кристаллического фундамента архейского, протерозойского возраста и отложения осадочного чехла, включающего в себя породы девонской, каменноугольной, пермской, неогеновой и четвертичной систем. Для них характерно сложное, ритмическое чередование терригенных и карбонатных пористых пластов -коллекторов и покрышек - плотных, глинистых, глинисто-карбонатных и карбонатных пачек разной мощности, «...составляющих благодаря литологической невыдержанности или трещиноватости последних серию в той или иной степени сообщающихся многопластовых природных резервуаров...» [ 3]. На дневную поверхность выходят только четвертичные, неогеновые и верхнепермские отложения.
Согласно цели и задачам исследований, глубинность изучения определяется водами и породами зоны активного водообмена.
В геологическом строении этой зоны принимают участие образования верхнего и нижнего отдела пермской системы, плиоцена перекрытые маломощным чехлом четвертичных отложений. Страт играфияПермская система (Р).
Пермские отложения наиболее широко распространены на дневной поверхности и представлены нижним и верхним своими отделами. Мощность данной толщи достигает 720 м.
Нижний отдел (Pi). В состав нижнего отдела входят ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы. Мощность отложений нижней перми изменяется от 50 до 300 м.
Ассельский ярус (Pia). Отложения залегают на верхнекаменноугольных (гжельских) породах согласно. Ассельский ярус делится на сокольегорский (холодноложский) и шиханский горизонты, сложен в основном желтовато-серыми, глинистыми и известковистыми доломитами с прослоями известняков, ангидритов и гипсов. Для ассельского яруса характерно наличие в доломитах и известняках окремнелых прослоев, особенно в средней части. Поверхность яруса является маркирующей при структурном бурении. Мощность отложений яруса изменяется от 28 до 65-70 м.
Сакмарский ярус (Pjs). Сакмарские отложения распространены почти повсеместно, они отсутствуют лишь на крайнем юго-западе региона. Сакмарский ярус представлен доломитами, ангидритами и гипсами, причем в восточном направлении удельный вес доломитов возрастает, и вместе с тем, в верхней, затем в средней и нижней частях разреза появляются прослои и пласты известняков. На крайнем востоке ярус почти нацело слагается карбонатными породами, причем верхняя часть разреза представленпреимущественно известняками. Мощность отложений яруса изменяется от 30-80 м на сводах до 90-120 м на их склонах.Ярус подразделяется на два горизонта: тастубский и стерлитамакский.
Артииский ярус (Piar). Отложения артинского яруса распространены лишь к востоку от линии д.Кр. Бор - п.Муслюмово - п.Азнакаево -г.Бугульма. Они залегают на сакмарских (стерлитамакских) отложениях трансгессивно, с глубоким размывом и повсеместно перекрыты, и вновь с отчетливо выраженным размывом, кунгурскими (филипповскими) породами. В палеодолине Ика артинские отложения вскрыты под неогеновыми и четвертичными образованиями.
Слагается ярус переслаиванием серых пелитоморфных доломитов, ангидритов и гипсов. Отмечаются редкие и маломощные прослои мергелей и известняков. Мощность всей толщи не превышает 30-40 м. Кунгурский ярус (Рік). Отложения распространены на востоке региона несколько шире, чем подстилающие артинские. В осевых частях неогеновых (плиоценовых) переуглублений палео-Ика кунгурские образования размыты. Отложения яруса залегают трансгрессивно, с отчетливо выраженным размывом на артинских и сакмарских породах и перекрывается верхнепермскими образованиями. Мощность яруса достигает 150 м. В составе кунгурского яруса по литологическим признакам выделяются два горизонта: филипповский и иреньский. Верхнепермские отложения распространены почти повсеместно и слагают поверхность дочетвертичного рельефа. Мощность верхнепермских отложений достигает 420 м. Верхний отдел пермской системы представлен уфимским, казанским и татарским ярусами. Уфимский ярус (Р2Ц). Отложения яруса распространены только на востоке РТ и подразделяются на Соликамский и шешминский горизонты. Мощность яруса достигает 200 м. Соликамский горизонт (P2sk) залегает с размывом, трансгрессивно на закарстованной поверхности кунгурских и сакмарских отложений и почти повсеместно перекрыт шешминскими образованиями. Отложения горизонта распространены в основном в восточной части региона. Цитологический состав горизонта непостоянен. В восточной части региона горизонт характеризуется преобладанием карбонатных пород, часто переслаивающихся, обычно с постепенными переходами с глинами, алевролитами и песчаниками, с неравномерной, иногда значительной ролью сульфатных пород. В западном направлении наблюдается увеличение роли терригенных пород. Мощность горизонта достигает 41м.
Типизация нефтяных месторождений по степени техногенного воздействия на пресные подземные воды
Как было показано ранее, подземные воды испытывают техногенное воздействие как «снизу», так и «сверху». Поэтому, степень техногенного воздействия на пресные подземные воды, рассматривается по направлению воздействия «сверху» и «снизу» и оценивается в условных баллах. Применительно к добыче нефти выделены факторы, влияющие на состояние пресных водоносных горизонтов: 1) повышение пластовых давлений в продуктивных и поглощающих горизонтах в связи с закачкой воды; 2) плотность скважин и других нефтепромысловых сооружений; 3) порывы водоводов соленых сточных вод; 4) недоподъем цемента за эксплуатационными колоннами и кондуктором; 5) стадия разработки месторождения и связанный с ней уровень загрязнения окружающей среды. В данной работе техногенное воздействие оценивается через параметр плотности нефтепромысловых сооружений, количество «экологически качественных» скважин и стадию разработки нефтяных месторождений.
Плотность скважин и других нефтепромысловых сооружений служит основным показателем уровня загрязнения «сверху», через зону аэрации. На разрабатываемых месторождениях плотность скважин достигает 2,0-0,07 км /скв. На Ромашкинском нефтяном месторождении плотность скважин изменяется от 0,18 до 0,57 км /скв. Плотность скважин обуславливает плотность и других нефтепромысловых сооружений (на одну ГЗУ приходится по 10-14 эксплуатационных скважин, на одну КНС от 10 до 15 нагнетательных скважин). На всех площадях Ромашкинского, Ново-Елховского и Бавлинского нефтяных месторождений имеются сооружения по сбору, транспорту, очистке и первичной переработке нефти: дожимные насосные станции (ДНС), сборные пункты (СП, ЦСП), термохимические установки(ТХУ), установки комплексной подготовки нефти (УКПН), товарные парки (ТП). Так, обследование территории Алькеевской и Восточно-Сулеевской площадей Ромашкинского нефтяного месторождения показало, что со всеми нефтепромысловыми сооружениями связаны замазученные участки, земляные амбары со сточной водой и нефтью. Понятно, что чем больше плотность нефтепромысловых объектов, тем больше техногенная нагрузка на тот или иной участок, а значит больше загрязненность территории. По плотности нефтепромысловых сооружений выделяется три типа площадей по интенсивности техногенноговоздействия: 1 тип (1 балл) - плотность скважин 0,17-0,57 км /скв, есть УКПН, ГЗУ, КНС, ведется закачка сточных вод в нагнетательные скважины; 2 тип (2 балла) - плотность скважин 0,57-2,0 км /скв, есть ГЗУ, КНС, закачки сточных вод нет; 3 тип (3 балла) - разведочные площади, плотность скважин более 2,0 км /скв.
Уровень загрязнения окружающей среды непосредственно зависит от стадии разработки нефтяных месторождений. На разведочных площадях уровень загрязнения окружающей среды значительно ниже. Источниками загрязнения служат бурящиеся скважины, точнее земляные амбары, в которые сбрасывается нефть и соленые воды в процессе испытания скважин. Количество источников и уровень загрязнения увеличивается при вводе месторождения в разработку. В начальной стадии разработки, пока скважины дают чистую нефть, главным загрязняющим компонентом является нефть. В дальнейшем, на поздней стадии разработки, когда обводненность продукции увеличивается и применяется закачка сточных вод, основным загрязнителем становятся попутные соленые воды и рассолы [62]. Большой вред окружающей среде наносят порывы нефтепроводов и водоводов соленых сточных вод. Несмотря на постоянно ведущуюся работу по замене стальных трубопроводов на металлопластиковые порывы на нефтепромыслах нередки.
С учетом вышесказанного, по стадии разработки месторождений выделяются следующие типы: 1 тип (1 балл) - наибольшей загрязненности, это месторождения, находящиеся в поздней стадии разработки при большой обводненности скважин, когда в системах ППД используются нефтепромысловые воды ( количество порывов более 1 на 1 км трубы); 2 тип (2 балла)- месторождения в начальной стадии разработки, когда разработка ведется на естественном режиме или в системах ППД используются пресные воды (количество порывов менее 1 на 1 км трубы); 3 тип (3 балла) — месторождения законсервированные, разведанные, но не введенные в разработку и разведочные площади.
Техногенное воздействие на пресные подземные воды «снизу» определяется наличием скважин без цемента в верхней части разреза палеозоя. При отсутствии цемента за кондуктором в долинах рек, за счет инверсии пьезометрических уровней пресных и минерализованных вод наблюдается восходящий переток соленых вод и засоление пресных водоносных горизонтов. С точки зрения потери пресных вод (при перетоках сверху вниз) или их засолении (при перетоках снизу вверх) положение усугубляется при отсутствии цемента за эксплуатационной колонной [18]. Таких скважин, где цемент за колонной отсутствует в верхней части (на 2000 г) насчитывалось около 30%. С точки зрения отсутствия цемента за кондуктором и в верхней части эксплуатационной колонны выделяются следующие районы: 1 тип (1 балл)— площади, где за кондуктором цемент отсутствует в более чем 10 % или отсутствует цемент за колонной в верхней части разреза в более 30 % от общего числа скважин; 2 тип (2 балла) - площади, где за кондуктором цемент отсутствует в менее чем 10 % или отсутствует цемент за колонной в верхней части разреза в менее 30 % от общего числа скважин; 3 тип (3 балла)- площади, где цемент за кондуктором имеется, а за эксплуатационной колонной он поднят по крайней мере до башмака кондуктора.
Влияние каждого из техногенных факторов оценивается в 1, 2 или 3 балла. Затем, суммируя баллы по всем факторам, получили синтетическую оценку техногенного воздействия. Нефтяные месторождения разделились на 7 групп по сумме условных баллов от 3 до 9. Эти группы объединяются нами в 3 типа: 1)сильного техногенного воздействия, 3-5 баллов, 2) умеренного техногенного воздействия, 6-7 баллов, 3) слабого техногенного воздействия, 8-9
Моделирование техногенной трансформации состава вод и водовмещающих отложений при загрязнении
Задача физико-химического моделирования состояла в изучении обстановки формирования состава загрязненных вод и установлении возможных путей поступления и миграции загрязняющих веществ в пресные воды.
Для имитации реальных условий сделана попытка учесть все основные зависимые компоненты, которые могут присутствовать в водной системе в условиях нормальной температуры, давления и широкого диапазона значений рН и Eh [178]. Перечень зависимых компонентов водного раствора составлялся в соответствии действительному составу подземных вод и сточных рассолов. Независимые компоненты в созданной мультисистеме: CI-C-S-Ca-Mg-Na-K-N-F-Br-Sr-Fe-Al-Si-O-H-e, где: е - электрон, поскольку среда электронейтральная. В целом, список базовой мультисистемы включал более 500 компонентов (п=536) и состоял: из компонентов раствора (п=356), газовой фазы (п=16) и ряда твердых минеральных фаз (п=58). Газовая фаза рассматривалась как идеальная смесь реальных газов и содержала: S, S2, SO2, H2S, N2, О2, СО2, СО, СЩ NH3, НгОгаз- Термодинамические данные взяты из: [10;40;59;69;98]. Состав 1 кг воздуха атмосферы рассматривался как: С-0,01036, N - 54,84, 0-14,48472, Н - 0,0004 [40]. Моделирование производили в температурном интервале от 4 до40С и давлении 1 бар. Данный температурный интервал соответствует области распространения холодных и слаботермальных вод, в которых возможна интенсивная бактериальная деятельность. К тому же 40С является приблизительной границей зоны гипергенеза 130]. При этом как нижняя, так и верхняя граница соответствуют особым температурным точкам воды, отвечающим ее структурным превращениям. В частности, верхняя граница (40С) - это так называемая «характерная температура Менделеева», при достижении которой происходит резкое изменение электропроводности воды. Здесь можно отметить, что при температуре 42,5С происходит структурное преобразование гипса в ангидрит и наоборот.
Построение численных моделей вод заключалось в расчете равновесного состояния для системы «водный раствор - горная порода». Важным аспектом моделирования считается выбор границ моделирования и калибровка начальных векторов концентраций по отношению к результатам химических анализов, получаемых из лаборатории. С этой целью, в первом варианте работы были проведены расчеты с таким условием, чтобы расчетный состав подземной воды по возможности полностью соответствовал составу, который наблюдается в природных условиях. Вторым вариантом этой же модели являлся такой, когда для расчетного состава воды подбирался равновесный минералогический состав осадка, который, скорее всего и был водовмещающим. Были составлены три базовые модели. Первая - для фонового состава вод (чистых вод) зоны активного водообмена, вторая - для соленых вод, отобранных из скважины 225 ( участка «Алькеево»). (зоны затрудненного водообмена) и третья - для хлоридных рассолов из зоны застойного режима
После того, как были получены базовые численные модели, приступали к расчету моделей, имитирующих процессы смешения пресных подземных вод с рассолами и солеными водами. Для расчетов предполагали, что рассолы и соленые подземные воды могут поступать как с дневной поверхности, через породы зоны аэрации, так и поступать по гидрогеологическим окнам или техногенным путем, непосредственно смешиваясь с пресными подземными водами.
В случае поступления рассолов с дневной поверхности, через зону аэрации, учитывалось, что доступ атмосферного воздуха в водоносный горизонт через породы зоны аэрации был достаточным, чтобы сохранялись окислительные условия.
В случае создания моделей имитирующих поступление рассолов или соленых подземных вод непосредственно «снизу» равновесие достигалось путем ограниченного поступления атмосферного воздуха.Все расчеты проводились в расчете на 10 мг воды при температурах 7, 12, 27 и 40 С.
Сначала расчеты проведены без учета состава водовмещающих пород, с целью получения результатов максимально приближенных к имеющимся аналитически данным. В таблице 3.10 приведены результаты численного моделирования. Они показывают, что рассчитанные концентрации практически полностью соответствуют данным химического анализа. Некоторое несоответствие расчетных и аналитических данных вполне логично объяснить сложностью достижения полного соответствия при модельных расчетах, а также невозможностью абсолютно точного воспроизведения, как состава вод, так и состава (особенно минерального) водовмещающей толщи.
Далее были рассчитаны два варианта моделей: первый — это когда вода не соприкасается с водовмещающими породами, и второй — когда вода взаимодействует с породой.
Второй вариант - это имитация природных условий, когда природные воды находятся в равновесии с водовмещающими породами. Как показали расчеты, для фоновых подземных вод участка «Алькеево» водовмещающими толщами являются отложения песчаников.
Поступление подземных вод, характерных глубоким водоносным горизонтам и имеющим очень высокую минерализацию, в породы неизбежнобудет приводить к изменению их минерального состава. В данном аспекте были проведены расчеты взаимодействия рассолов и соленых ( с учетом их поступления «сверху» и «снизу») различными по составу породами: с песчаниками кварц-полевошпатового состава, с известняками, глішами и сульфатными породами. Необходимость таких расчетов продиктована и тем фактом, что подобные взаимодействия обязательно приведут к загрязнению и появлению вод, не характерных по составу для зоны пресных вод.
Оптимальный комплекс гидрогеоэкологических исследований по выявлению источников засоления пресных подземных вод
Участки сильного техногенного воздействия характеризуются наличием поверхностных и подземных источников. Одни источники ликвидируются, но появляются новые. Одновременно с происходящими процессами рассоления отмечается поступление новых порций рассолов, чаще всего через зону аэрации. В условиях сформированного сложного очага загрязнения основной задачей гидрогеоэкологических работ является оконтуривание очагов и выявление источников загрязнения, выделение доминирующего фактора («сверху» или «снизу») [132].
Как было показано выше, существует около десятка методов выявления источников загрязнения. Автором проанализированы результаты исследований [128;166;184-204] с применением известных методов, проведенных на территории Татарстана, на очагах засоления в НГДУ «Джалильнефть», «Бавлынефть», «Иркеннефть», «Альметьевнефть», «Лениногорскнефть» различными организациями и исполнителями за последние десятилетия (табл. 4.1). Опыт работ свидетельствует, что применяться эти методы должны комплексно. Наиболее часто применяемый комплекс на участках загрязнения пресных подземных вод на территории Ромашкинского нефтяного месторождения включает проведение следующих работ: геофизические исследования методом ВЭЗ, индикаторные запуски, гидрохимические исследования (бурение и опробование экологических скважин, режимные наблюдения на родниках), анализ технического состояния нефтепромысловых сооружений в области питания родников. Такой комплекс наиболее эффективно работает [62;63]: 1) на участках с большой плотностью нефтепромысловых объектов; 2) для родников и водоносных горизонтов с обширной областью питания; 3) на месторождениях, где эксплуатация нефтяных залежей продолжается длительное время; 4) при наличии на участке большого количества скважин старого фонда с недостаточной высотой подъема цемента за эксплуатационной колонной и кондуктором; 5) на месторождениях и площадях, где засоление родников может быть вызвано как поверхностными, так и подземными источниками. В тоже время, на мелких месторождениях западного склона Южно-Татарского свода комплекс работ по выявлению источников загрязнения подземных вод ограничивается геофизическими и гидрохимическими исследованиями, иногда даже просто визуальными наблюдениями. В том и другом случаях наиболее достоверно определяются источники засоления, когда площадь работ ограничивается областью питания родников.
Таким образом, комплексирование эколого-гидрогеологических методов диктуется сложностью проведения работ и наличием нескольких источников загрязнения, а значит степенью техногенной нагрузки на тот или иной участок или месторождение. С целью оптимизации работ по идентификации очага загрязнения автором проводится типизация территории месторождений Татарстана по применению методов и комплексных исследований (рис 4.1). Основой для этого служит типизация месторождений Татарстана по степени техногенного воздействия на подземные воды [36;111], проведенная в главе 3. Она позволила отнести территории таких месторождений, как Ромашкинское, Ново-Елховское, Бавлинское, Нурлатское, Старо-Кадеевское, Комаровское, Елабужское и Первомайское к типу сильного техногенного воздействия. Выявление источников засоления на таких площадях требует применения оптимального комплекса гидрогеолоогических исследований, разработанного далее.
Большинство же мелких месторождений западного склона Южно-Татарского свода и восточного борта Мелекесской впадины относятся к типу умеренного техногенного воздействия. Работы по выявлению источников загрязнения на таких площадях обязательно должны включать геофизические исследования для оконтуривания участков засоления и режимные гидрохимические наблюдения по приоритетным показателям загрязнения (хлориды, сульфаты, бромиды, общая жесткость). Для месторождений, находящихся в начальной стадии разработки, разрабатываемых на естественном режиме, подготовленных и законсервированных, контроль за
