Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор предшествующих работ и постановка научных направлений исследований 8
2 Геолого-промысловые модели Карачаганакского НГКМ и Совхозного ПХГ в связи с образованием техногенных залежей газа 25
2.1 Геологическая характеристика района исследований 25
2.1.1 Стратиграфия 25
2.1.2 Тектоника 33
2.1.3 Гидрогеология 36
2.1.4 Нефгегазоносность 42
2.2 Геолого-промысловая модель Карачаганакского НГКМ в связи с образованием техногенных газовых залежей 46
2.2.1 Общие сведения о Карачаганакском НГКМ 46
2.2.2 Геологическое строение надпродуктивных отложений 47
2.2.3 Гидрогеологические условия надпродуктивных отложений... 71
2.2.4 Техногенные предпосылки перетоков газа из залежи и геолого-промысловые факторы образования газовых залежей в надсолевой толще 82
2.3 Геолого-промысловая модель Совхозного ПХГ 97
2.3.1 Общие сведения о Совхозном ПХГ 97
2.3.2 Характеристика залежи и покрышки 99
2.3.3 Геологическое строение надпродуктивных отложений 106
2.3.4 Выделение проницаемых пачек пластов-коллекторов 115
2.3.5 Гидрогеологические условия надсолевых отложений 122
2.3.6 Техногенные предпосылки перетоков газа из хранилища и геолого-промысловые факторы образования газовых залежей в надсолевой толще 141
3 Методика диагностики, контроля и ликвидации техногенных газовых залежей на эксплуатируемых месторождениях и ПХГ 154
.3.1 Основные принципы диагностики техногенных залежей, их ликвидации и контроля 154
3.2 Разработка геолого-промысловой модели надпродуктивного разреза, адаптированной к условиям формирования техногенных газовых залежей 156
3.3 Геолого-промысловые исследования 159
3.4 Промыслово-геофизические исследования 160
3.5 Бурение контрольно-разгрузочных скважин 162
3.6 Гидрогеологические и газогидрохимические исследования 166
3.7 Газохимическая съемка 169
3.8 Трассерные исследования 170
3.9 Глушение и ремонт выявленных негерметичных скважин с перетоками газа 171
4 Анализ эксплуатации систем выявления, ликвидации и контроля техногенных газовых залежей 174
4.1 Карачаганакское НТК 174
4.2 Совхозное ПХГ 186
5 Принципы использования моделей техногенных газовых залежей для решения теоретических вопросов формирования месторождений природного газа 204
Заключение 214
Использованная литература 217
- Геолого-промысловая модель Карачаганакского НГКМ в связи с образованием техногенных газовых залежей
- Разработка геолого-промысловой модели надпродуктивного разреза, адаптированной к условиям формирования техногенных газовых залежей
- Карачаганакское НТК
Введение к работе
Актуальность темы. Межпластовые перетоки газа при эксплуатации месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ) нередко сопровождаются образованием его скоплений на небольших глубинах, что создает угрозу аварийных ситуаций и неблагоприятных экологических последствий. С другой стороны, изучение геологических условий образования техногенных скоплений газа дает возможность получить новые данные, позволяющие уточнить особенности реализации природных процессов формирования газовых месторождений. Поэтому исследование геолого-промысловых факторов формирования техногенных газовых залежей является актуальной задачей.
Цель работы - создание геолого-промысловых моделей формирования техногенных газовых скоплений на эксплуатируемых месторождениях и ПХГ для разработки методики их выявления, ликвидации и контроля, а также для уточнения условий формирования природных газовых залежей.
Основные задачи исследований.
Анализ геологических условий образования техногенных скоплений газа на Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) и Совхозном ПХГ.
Анализ эффективности мероприятий по их выявлению и ликвидации.
Разработка методики выявления, ликвидации и контроля техногенных залежей.
Обоснование возможности использования данных по образованию техногенных скоплений газа для уточнения условий формирования газовых месторождений.
Научная новизна
На основе комплексного анализа геолого-геофизических и промыслово-технологических данных установлено, что вертикальная
миграция газа из продуктивных пластов Карачаганакского НГКМ и Совхозного ПХГ через сульфатно-галогенную покрышку в надсолевой комплекс отложений происходит по дефектным скважинам. В надсолевых природных резервуарах имеет место латеральная струйная миграция газа с формированием техногенных скоплений в антиклинальных и неантиклинальных ловушках. Показано сходство условий формирования природных и техногенных газовых залежей, что открывает новые возможности использования Совхозного ПХГ в качестве геолаборатории для дальнейшего уточнения механизмов формирования и расформирования газовых залежей. С использованием установленных закономерностей разработана методика выявления и ликвидации техногенных газовых залежей на Карачаганакском НГКМ и Совхозном ПХГ. Защищаемые положения
Геолого-промысловые модели формирования техногенных газовых залежей в надпродуктивных отложениях Карачаганакского НГКМ и Совхозного ПХГ.
Методика выявления, контроля и ликвидации техногенных газовых залежей на Совхозном ПХГ и Карачаганакском НГКМ.
3. Обоснование идентичности условий образования техногенных и
природных скоплений газа, позволяющее использовать ПХГ в качестве
геолаборатории для исследования различных аспектов формирования
газовых месторождений.
Фактический материал и личный вклад автора. Исследования включают обработку, интерпретацию и анализ геологических, гидрогеологических, геофизических, промысловых и химико-аналитических материалов по надпродуктивным отложениям Карачаганакского месторождения и Совхозного ПХГ, составление геологических карт и построение геологических разрезов. Основой диссертации являются материалы исследований, выполненных лично автором, либо с его непосредственным участием при решении проблемы ликвидации
техногенной загазованности Совхозного ПХГ в период с 1998 г. по 2004 г. с использованием фондовых и литературных источников. Автором составлены разделы в трех научно-исследовательских отчетах по тематике диссертации и выполнен основной объем "Технологического проекта контроля водоносных горизонтов надпродуктивных отложений в процессе эксплуатации Совхозного ПХГ" (2002 г.).
Практическая значимость и реализация работы. С использованием рекомендаций автора, изложенных в "Технологическом проекте контроля водоносных горизонтов надпродуктивных отложений в процессе эксплуатации Совхозного ПХГ" (г. Оренбург, 2002 г.), осуществлена успешная дегазация надпродуктивных отложений Совхозного подземного хранилища газа, создана система опережающего контроля за возможным возникновением техногенных залежей газа.
Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на научно-практической конференции "Геолого-экономические перспективы расширения минерально-сырьевой базы Поволжского и Южного регионов Российской Федерации и пути их реализации в 2003-2010 г.г." (г. Саратов, 2002 г.), на научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников "Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов" (г. Астрахань, 2002 г.), на пятой научно-практической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (г. Москва, 2003 г.), на шестой международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр" (г. Москва, 2003 г.), на II Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников "Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии" (г. Астрахань, 2003 г.), на седьмом международном симпозиуме "Освоение месторождений минеральных ресурсов и подземное строительство в сложных гидрогеологических условиях" (г. Белгород,
2003 г.), на IV международном рабочем совещании "Роль геодинамики в решении экологических проблем развития нефтегазового комплекса" (Санкт-Петербург, 2003 г.), на Всероссийской научно-практической конференции "Проблемы геоэкологии Южного Урала" (г. Оренбург, 2003 г.), на II Всероссийской научно-практической конференции "Химическое загрязнение среды обитания и проблемы экологической реабилитации нарушенных экосистем" (г. Пенза, 2004 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ, в том числе 6 без соавторов.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения общим объемом 152 стр. печатного текста. Она включает 10 таблиц и 30 рисунков. Список литературы содержит 65 наименований.
Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю к.г.-м.н. Б.С. Короткову за постановку задач и конструктивную помощь на протяжении всего периода работы.
Автор благодарна к.г.-м.н. Г.Ф. Пантелееву за предоставленные материалы. В процессе работы над диссертацией автор получил ценные советы от специалистов ООО "ВНИИГАЗ" и ООО "ВолгоУралНИПИгаз" д.г.-м.н., проф. С.Н. Бузинова, д.г.-м.н., проф. В.Г. Фоменко, к.г.-м.н. Н.Ф. Медведева, к.г.-м.н. С.Г. Солдаткина, к.г.-м.н. М.А. Политыкиной, к.г.-м.н. О.М. Севастьянова, к.г.-м.н. Е.Е. Захаровой, которым выражает глубокую признательность.
Геолого-промысловая модель Карачаганакского НГКМ в связи с образованием техногенных газовых залежей
Карачаганакское НГКМ расположено в Бурлинском районе Западно-Казахстанской области Республики Казахстан, в 140 км восточнее г. Уральска и в 150 км юго-западнее г. Оренбурга. Ближайшие к КНГКМ населенные пункты находятся на расстоянии 10-12 км к северу. Это поселки Приуральский, Жарсуат, Карачаганак. Вблизи южной окраины месторождения находится поселок Тунгуш. Железная дорога Уральск - Илецк проходит в 25 км южнее КНГКМ. Здесь же находится районный центр г. Аксай, являющийся базой освоения Карачаганакского НГКМ. Автодорожная сеть представлена двумя дорогами с твердым покрытием, соединяющими г. Аксай с г. Уральском и г. Оренбургом (последняя пересекает Карачаганакское НГКМ).
В 35-40 км к северо-востоку от Карачаганакского месторождения проходит газопровод Оренбург - Западная Граница, а в 160 км к западу от него - нефтепровод Мангышлак - Самара.
В орографическом отношении район КНГКМ представляет собой слабо всхолмленную равнину, изрезанную балками и оврагами. Абсолютные отметки поверхности земли 100-140 м. Гидрографическая сеть района месторождения представлена на севере рекой Урал (в 15-20 км от КНГКМ), на северо-востоке рекой Илек (10 - 15 км от КНГКМ), являющейся левобережным притоком р. Урал. В 25 км юго-западнее КНГКМ протекает р. Утва, также левобережный приток р. Урал. С юга на север Карачаганакское месторождение пересекает глубокая балка Березовая с временным водотоком.
Размеры Карачаганакского НГКМ 25 х 12 км.
Нефтегазоносны карбонатные отложения от артинского яруса нижней перми по верхний девон включительно, залегающие в интервале глубин 3488-5250 м. Этаж нефтегазоносности превышает 1500 м. Из них верхние 800 м представляют собой нижнепермский рифогенный массив, под которым находится каменноугольно верхнедевонская антиклинальная структура. Состав добываемого газа (%): СН -72,07; С2Нб - 6,07; С3Н8 - 2,91; /С4Н10 - 0,56; nC4Hi0 - 1,28; /С5Н12 - 0,75; пС5Н12-0,82; С6Н14 - 1,28; С7Н16 - 1,25; С8Н18 - 3,4; С5+в - 7,5; H2S - 3,77; С02 - 5,14; N2 -0,59. Содержание меркаптановой серы 400 мг/м и более, конденсатный фактор в нижнепермской части залежи 432 г/м , в каменноугольной (до отметки 5000 м) -632 г/м3. Ниже 5000 м развита нефтяная зона мощностью 150 - 200 м. Пластовое давление 53,0 - 60,0 МПа, пластовая температура 71-82 С.
Карачаганакское НГКМ открыто в 1979 г, опытно-промышленная эксплуатация его началась в 1984 г. На стадии ОПЭ добыча газа велась не только из эксплуатационных, но и из некоторых разведочных скважин. Промысловая подготовка газа осуществляется на установке комплексной подготовки газа, расположенной в центральной части месторождения. Добываемая продукция поступает на Оренбургский газоперерабатывающий завод по проложенным газо- и конденсатопроводам.
Во время начала активных поверхностных техногенных газопроявлений (май 1987 г) на Карачаганакском НГКМ бурилось большое количество эксплуатационных скважин, а также осуществлялось разведочное бурение. Все эти работы были сильно осложнены широким развитием активных техногенных газопроявлений на месторождении.
Надпродуктивные отложения Карачаганакского НГКМ начинаются отложениями филипповского горизонта кунгурского яруса нижней перми, развитыми повсеместно в пределах месторождения. Поверхность кровли филипповского горизонта повторяет в сглаженном виде поверхность кровли продуктивных артинских отложений. Глубина залегания кровли филипповского горизонта колеблется от 3568 - 3570 м в сводовой части месторождения (скважины №№ 118, 123, 146, 149, 154, 314, 319) до 4728 - 5124 м на его периферии (скважины №№ 5, 8, 13, 31, 32, 33, 37). Мощность горизонта от 2 - 4 м (чаще 10 - 50 м) на наиболее погруженных участках нижнепермского рифового массива до 150 - 304 м в центральной его части. В разрезе филипповского горизонта снизу вверх выделяется две толщи: карбонатная и карбонатно-сульфатная. Карбонатная толща имеет ограниченное распространение в сводовой части месторождения, где она представлена перекристализованными, ангидритизированными доломитами и известняками мощностью до 34 м (скважина № 10). По литологии она сходна с подстилающими породами артинского возраста.
Карбонатно-сульфатная толща представлена ангидритами серыми, светлосерыми, участками голубоватыми. Текстура пород массивная, местами волнисто-слоистая, обусловленная тонкими субгоризонтальными прослойками мелкокристаллического доломитового материала. Структура кристаллическая разнозернистая, в отдельных интервалах с множеством микротрещин разных направлений. Тонкие доломитовые прослои и стилолитовые швы заполнены битумом. В разрезе карбонатно-сульфатной толщи выделяется 2-3 преимущественно карбонатных пласта. С ними связана природная газоносность филипповского горизонта, установленная разведочной скважиной № 30. В ней при испытании интервала 4755 - 4765 м, представленного карбонатной породой, был получен приток газа и конденсата дебитом, соответственно, 47,7 тыс. м /сут и 47,5 м3/сут. Газ по составу идентичен газу основной залежи. Это самостоятельная литологически экранированная залежь, запасы которой подсчитаны на нескольких участках. Покрышкой являются плотные ангидриты филипповского горизонта и сменяющие их вверх по разрезу терригенно-соленосные породы иреньского горизонта.
Отложения иреньского горизонта повсеместно распространены на КНГКМ. Глубина залегания их кровли в сводовых частях соляных куполов колеблется от 121м (скважина № 40) до 795 м (скважина № 21). На склонах соляных куполов она составляет от 810 м (скважина № 41) до 1247 м (скважина № 167). В центральной части межкупольной Карачаганакской мульды она резко возрастает и составляет от 2865 м (скважина № 330) до 4490 м (скважина № 28). Мощность иреньского горизонта колеблется в широких пределах. На Карачаганакском куполе она составляет 3146 - 5127 м, в том числе мощность соляных «карнизов» и «козырьков» составляет от 719 м до 1806 м. На Кончебайском соляном куполе мощность соленосных отложений иреньского горизонта составляет от 3246 м до 4606 м. В центральной части Карачаганакской межкупольной мульды мощность иреньского горизонта сокращается до 6 - 400 м. В строении иреньского горизонта принимают участие преимущественно каменная соль, в меньшей степени сульфатные, карбонатные и терригенные разности.
Соляные отложения представлены, в основном, галитом, местами с тонкими прослоями и линзами сильвина и полигалита, и в разной степени обогащены сульфатно-карбонатным и терригенным материалом. Распределение этого материала в солях неравномерное, от незначительной примеси в галите до появления в соляной толще сульфатных, сульфатно-карбонатно-терригенных пластов.
Сульфатные пласты (ангидриты) содержат различное количество примесей терригенного материала (песчаного и глинистого), доломита, магнезита, реже кальцита и галита в виде мелких кристаллов. Содержание этих примесей в ангидрите может достигать 30%. Доломитовые прослои содержат примесь терригенного и сульфатного материала (от 3 - 5% до 30%). Терригенные разности представлены глинисто-алевролитовыми породами, обогащенными сульфатным и карбонатным материалом, интенсивно засоленными в верхних частях горизонта. Собственно терригенные прослои имеют мощность не более 2 - 3 м. Однако, они образуют пачки переслаивания с галитом и ангидритом мощностью до 10 - 15 м.
Разработка геолого-промысловой модели надпродуктивного разреза, адаптированной к условиям формирования техногенных газовых залежей
На разрабатываемых месторождениях и ПХГ, подверженных формированию техногенных скоплений газа в надпродуктивных отложениях, обеспечение безопасности и охраны окружающей среды требует скорейшей дегазации разреза и предотвращения возобновления техногенной загазованности. Необходимым условием достижения этой цели является разработка и реализация эффективной комплексной методики диагностики техногенных газовых залежей, их ликвидации и контроля. Эта методика должна охватывать поиск и обнаружение техногенных скоплений газа; выявление каналов вертикальных перетоков газа из разрабатываемой залежи или подземного газохранилища; путей латеральной миграции газа по пластам-коллекторам; определение мест заложения, глубины и конструкции дегазационных скважин; контроль за ходом дегазации, газогидродинамическим и газогидрохимическим режимом надпродуктивных отложений; ликвидация выявленных каналов перетоков газа и подпитки техногенных газовых скоплений.
В настоящее время остается справедливым и актуальным тезис, высказанный более 40 лет назад А.П. Агишевым {III, стр. 79), об отсутствии универсального, полностью отработанного комплекса средств и методов выявления и ликвидации техногенной загазованности и о том, что в каждом районе применяются выработанные эмпирически конкретные приемы и методы решения этих задач. В полном соответствии с такой ситуацией нами разработана методика диагностики, контроля и ликвидации техногенных скоплений газа на месторождениях и ПХГ с мощными соляными покрышками над разрабатываемыми залежами и подземными газохранилищами, созданными в истощенных газоконденсатных залежах. Такие условия характерны для Южного Предуралья и Северного Прикаспия. Поиски, разведка и разработка месторождений углеводородов в данном регионе показали, что кунгурская соляная покрышка над природными залежами является герметичной. Путями перетоков газа из подсолевых отложений в надсолевые служат негерметичные глубокие скважины.
Разработанная нами методика основана на опыте многолетних работ по исследованию, ликвидации и контролю техногенной загазованности надсолевых отложений на Карачаганакском НГКМ и Совхозном ГГХГ. Методика включает предпочтительный комплекс мероприятий и исследований, дающих при совместном применении наилучшие результаты. Этот комплекс включает в себя:
- разработку геолого-промысловой модели надпродуктивного разреза месторождения или ГГХГ на основе всестороннего изучения геологического строения и гидрогеологических условий с выделением проницаемых и кранирующих толщ, структурных форм и литологических особенностей, определяющих условия миграции и аккумуляции техногенного газа;
- геолого-промысловые исследования активных газопроявлений (избыточных устьевых давлений газа и воды на скважинах, поверхностных выходов техногенного газа, газовых и газоводяных грифонов и т.д.);
- промыслово-геофизические исследования всего фонда скважин для оценки их технического состояния, выявления вертикальных перетоков и скоплений газа за обсадными колоннами;
- бурение контрольно-разгрузочных скважин для обнаружения техногенных газовых залежей, их разгрузки и дренирования, т.е. осуществления дегазации надпродуктивного разреза;
- гидрогеологические и газогидрохимические исследования, позволяющие выявить водоносные горизонты, в которых мигрирует и аккумулируется техногенный газ, изменяя при этом природную газогидродинамическую и газогидрохимическую обстановку;
-газохимическую съемку для обнаружения мест скопления техногенного газа неглубоко от земной поверхности;
- трассерные исследования для выявления скважин с перетоками газа и прослеживания путей латеральной его миграции;
- глушение и ремонт выявленных негерметичных скважин с перетоками газа. Эффективность применения данного комплекса методов подтверждена полученными положительными результатами на Карачаганакском НГКМ и Совхозном ПХГ, на котором активная техногенная загазованность была ликвидирована, а остаточные проявления ее взяты под контроль и управление.
Ниже приведена характеристика методов, входящих в состав разработанной нами методики выявления техногенных газовых залежей, их ликвидации и контроля на разрабатываемых газоконденсатных месторождениях и подземных газохранилищах, созданных в истощенных газоконденсатных залежах.
Карачаганакское НТК
Особенностью условий создания системы выявления, ликвидации и контроля техногенных газовых залежей на Карачаганакском НГКМ является очевидность их источника, которым была аварийная скважина № 427. После ликвидации открытого фонтана 11.05.1987 г. в 1,5 км к северу от скважины № 427 образовался мощный грифон газа, конденсата и воды (главный грифон) и еще шесть газоводяных грифонов: возле самой скважины № 427, возле скважин №№ 911, 19, 905 и на устье бурившихся скважин №№ 312 и 317. Все грифоны располагались к северу, северо-западу и северо-востоку от скважины № 427. В скважине № 427 промыслово-геофизическими методами было обнаружено нарушение обсадной колонны в интервале 260-280 м, через которое газ из ствола поступал в коллекторы юрских отложений, воздымающихся в северном, северо-западном и северо-восточном направлениях от скважины № 427, где и появились газоводяные грифоны. Поскольку коллекторы юрского возраста контактируют с коллекторами меловых и неогеновых отложений, вся эта терригенная толща оказалась загазованной.
Поскольку в зону загазованности попали бурившиеся эксплуатационные скважины, они оказались под угрозой техногенного воздействия. В частности, вынос грифоном воды с песком привел к проседанию и наклону вышки на скважине № 312. Весьма вероятно было возникновение пожаров на буровых. Поэтому в срочном порядке было принято решение о бурении разгрузочных скважинах с целью перехвата газа, мигрирующего от аварийной скважины № 427 в направлении газоводяных грифонов, где он разгружался. В срочном порядке летом 1987 г. в ВолгоУралНИПИгазе были разработаны "Проект работ на разгрузку приустьевой зоны аварийной скважины № 427 КНГКМ" и "Проект работ на разгрузку приустьевой зоны аварийной скважины № 427 Карачаганакского месторождения (на неоген-четвертичные отложения)". Данными проектами предусматривалось бурение разгрузочных скважин глубиной 300 м, со вскрытием загазованных водоносных пластов - коллекторов юрского, мелового и неоген-четвертичного возраста. Первые четыре разгрузочные скважины №№ 1р, 2р, Зр, 4р, пробуренные в августе-сентябре 1987 г. были расположены парами в горизонтальном ряду между скважиной № 427 и главным грифоном. Все они вскрыли газ и стали его разгружать, но это не привело к прекращению функционирования грифонов. Следовательно, скважины №№ 1р, 2р, Зр, 4р горизонтального ряда не обеспечили перехват всего потока газа, двигавшегося от скважины № 427. Поэтому последующие разгрузочные скважины стали бурить в пределах зон функционировавших газоводяных грифонов. Всего в течение 1987 - 1988 годов было пробурено 16 разгрузочных скважин (№№ 1р, 2р, Зр, 4р, 5р, 6р, 7р, 10р,11р, 12р, 13р, 14р, 15р, 16р, 17р, 18р). Многие из них вскрыли газ, конденсат и изливающуюся пластовую воду.
В процессе бурения первых же разгрузочных скважинах напорные флюиды были встречены в неогеновых отложениях. Водогазопроявления из неогена были столь значительны, что затрудняли цементирование технической колонны в скважине № 1р, а приток газа из неогена в скважине № 11р и особенно в скважине № 15р сделали невозможным их дальнейшее бурение до проектной глубины. На скважине № 15р отмечалось наиболее интенсивное газопроявление с ориентировочным дебитом газа порядка 50 тыс. м /сут. Из юрских отложений были получены воды с аномально высоким статическим уровнем, нередко с газом и углеводородным конденсатом. Газ разгрузочных скважин не содержал сероводород, который нейтрализовался в терригенных коллекторах. Минерализация воды соответствовала глубине её вскрытия скважинами, составляя от 6,9-7,4 г/л на глубине 90 м в неогене до 17,2 г/л на глубине 200-300 м в юре.
Из пяти скважин, пробуренных самыми первыми и оборудованных фильтрами, происходил излив воды в течение 1-1,5 месяцев. Первоначально статическое давление на устье было 0,11-0,15 МПа, начальный дебит излива воды составлял от 1,8 м /сут до 192,0 м /сут. К 01.11.1987 г. уровни воды в разгрузочных скважинах опустились ниже земной поверхности. К декабрю 1987 г. устья многих скважин замерзли, и они до весны 1988 г. перестали выполнять свою функцию разгрузочных. В значительной степени по этой причине в апреле-мае 1988 г. произошла активизация водогазопроявлений в пределах зоны техногенной загазованности. Однако эти проявления были намного слабее, чем в 1987 г. Из семи действовавших ранее газоводяных грифонов осталось два: «главный» грифон и грифон возле скважины № 312. Вода последнего имела минерализацию 9,0-11,0 г/л, т.е. точно такую же, как и в период его начальной деятельности в 1987 г. «Главный» грифон слабо сочился водой с минерализацией 12 г/л, поступавшей, судя по химическому составу, из юрского водоносного горизонта с глубины 150-200 м.
В разгрузочных скважинах в 1988 г. наблюдалось снижение уровней воды. В конце апреля 1988 года во многих из них была произведена дополнительная перфорация обсадных труб против неогеновых и реже юрских коллекторов. Вскоре после этого уровни воды стали повышаться, а скважина № 13р стала переливать водой юрского горизонта с минерализацией 13,0 г/л и дебитом 20-26 м3/сут. В дальнейшем из скважины № 13р пошел газ. В это же время произошел выброс воды с песком и газа из скважины № 12р, необсаженная часть ствола которой сразу же после бурения обвалилась, и эта скважина долгое время не проявляла ни водой, ни газом.
С августа 1988 года в некоторых скважинах отмечалось снижение уровней воды, говорившее о зависимости режима неогенового и юрского водоносных горизонтов от их питания инфильтрующимися талыми водами весной и отсутствия такого питания в конце лета. Тем не менее, техногенная загазованность продолжала существовать. Она проявлялась в продолжавшемся изливе воды и выходе газа из скважины № 13р, наличии воды в воронках «главного» грифона и грифона возле скважины № 312, в газировании скважины № 15р, хотя и со значительно меньшим дебитом газа, чем осенью 1987 г.
