Формирование состава подземных вод нефтяного региона Татарстана

УДК 556.314(470.41)

Рассмотрены особенности гидрогеохимического поля зоны активного водообмена нефтяного региона Татарстана. Отмечены основные природные и техногенные факторы, определяющие условия формирования химического состава подземных вод. Выявлены градиенты концентраций основных компонентов состава вод, проявляющиеся при их нисходящей фильтрации.

Ключевые слова: подземные воды, градиенты концентраций, нисходящая фильтрация, нефтяные месторождения.

Формирование химического состава подземных вод (ПВ) определяется многочисленными гидрогеохимическими и гидробиохимическими процессами, которые контролируются разнообразными факторами. Последние часто объединяются в две основные группы - природных и техногенных (природно-техногенных) факторов. Важнейшее значение в первой группе имеют литологофациальные особенности гидрогеологических разрезов и время взаимодействия в системе «вода-порода». Ярким же примером совокупного действия разнообразных факторов на характер и структуру гидрогеохимического поля является верхняя часть гидролитосферы нефтяного региона Республики Татарстан.

Основные нефтяные богатства Татарстана сосредоточены в его юго- восточной части, именуемой Восточно-Закамским регионом, где с середины XX века разрабатываются такие крупные месторождения, как Ромашкинское, Ново-Елховское и Бавлинское. Многолетняя эксплуатация нефтяных объектов не могла не сопровождаться рядом негативных явлений, что в свою очередь обусловило проведение на этой территории многочисленных разномасштабных и разноплановых исследований. В настоящее время степень геологогидрогео- экологической изученности Восточно-Закамского региона, характеризующегося площадью около 20 тыс. км2 и численностью населения в ~1,5 млн. человек, является одной из наиболее высоких не только в Татарстане, но и в России в целом.

Восточно-Закамский регион расположен в пределах Южно-Татарского свода ВолгоУральской антеклизы Восточно-Европейской платформы и в пределах Восточно-Русского сложного артезианского бассейна блоково-пластовых вод. Зона активного водообмена обладает здесь мощностью до 300-350 м и охватывает комплекс пермских и плиоцен-четвертичных образований. Пермские отложения в объеме уфимского, казанского, уржумского и северодвинского ярусов характеризуются максимальным площадным распространением. Они отличаются широким спектром фациальных условий формирования - от морских (верхнешельфовых) до континентальных (озерных, аллювиальных и др.) [1]. Морские отложения обладают преимущественно карбонатно-терригенным составом и серой окраской, мощности их отдельных прослоев могут достигать 20 м и более, тогда как континентальные отложения представлены в основном песчано-глинистыми пестроцветными образованиями, с толщиной прослоев редко когда превышающей 6-8 м. Важной чертой пермской толщи является ее загипсованность, степень которой нарастает в восточном направлении. Гипсы отмечаются как в виде редких мелких включений, так и отдельных невыдержанных слоев до 0,5-1 м, реже - более. Плиоцен-четвертичные отложения представлены песчано-глинистыми породами. Максимальной мощностью (до 210 м) они обладают в палео- и современных речных долинах, ширина которых обычно не превышает 10 км.

В рассматриваемой осадочной толще выделяется ряд водоносных и слабоводоносных комплексов, связанных межпластовым взаимодействием (перетеканием) по схеме А. Н. Мятиева. Основными областями питания ПВ являются водораздельные пространства, а разгрузки - речные долины, т.е. верхняя часть разреза Восточно-Закамского региона является областью преимущественного развития междуречных подземных потоков. Она также дифференцирована в гидрогеохимическом отношении. Здесь отчетливо выделяются две подзоны - пресных и солоноватых ПВ, которые на значительной части территории разграничиваются водоупорным горизонтом так называемых «лингуловых глин», залегающих в основании казанского яруса и обладающих средней мощностью 10- 15 м [1, 2, 3].

Подземные воды надлингуловой части разреза характеризуются довольно высокой вариабельностью состава и минерализации. На отдельных участках изменчивость состава может резко проявляться даже в пределах одного водоносного горизонта на небольших расстояниях. В целом значительным площадным распространением пользуются воды с преобладанием в анионном составе гидрокарбонатов, сульфатов, хлоридов; при этом их катионная составляющая может быть практически любой - кальциевой, натриевой, магниево- кальциевой и т.д., а минерализация - 0,2-10 г/дм3. Данные особенности состава ПВ определяются комплексом факторов, важнейшее значение среди которых имеют глубина залегания и литолого-фациальные особенности водовмещающих толщ (природный фактор), а также характер и уровень техногенного воздействия на гидролитосферу.

Составы ПВ при преобладании природных факторов их формирования обычно имеют бимодальный характер распределения [2, 4, 5]. С одной стороны, это гидрокарбонатные воды с минерализацией до 0,6 г/дм3, реже - более, и жесткостью (здесь и далее понимается общая жесткость) до 7-8 ммоль/дм3; с другой - гидрокарбонатно-сульфатные и сульфатные воды с минерализацией до 2-3 г/дм3 и жесткостью до 20-30 ммоль/дм3 (при наименовании типа воды на последнем месте отражен преобладающий компонент, согласно [6]). В первом случае основным гидрогеохимическим процессом является углекислотное выщелачивание карбонатно-терригенных пород, при этом превалирующий объем маломинерализованных гидрокарбонатных ПВ характеризуется питьевым качеством; во втором - выщелачивание и растворение гипсов и смешение с водами более глубокой циркуляции в зонах разгрузки.

На участках интенсивного техногенного воздействия проявляются три основные гидрогеохимические группы ПВ. В первой из них отмечается повышенная (более 20%-моль) роль хлоридов, при этом минерализация может достигать 5-10 г/дм3, а жесткость - 40-70 ммоль/дм3. Хлоридные (хлоридно-гидрокарбонатные, хлоридно-сульфатно-гидрокарбонатные, гидрокарбонатно-хлоридные и т.д.) воды пермских отложений отчетливо маркируют контуры крупных нефтяных месторождений. Площади развития данного типа ПВ могут составлять многие десятки км2, их формирование в первую очередь связано с утечками, иногда аварийными, попутных нефтяных вод (рассолов с минерализацией до 300 г/дм3) из многочисленных трубопроводов и емкостей хранения [7, 8].

О масштабах этих утечек могут свидетельствовать следующие данные. Количество ежегодно ликвидируемых порывов на промысловых трубопроводах в различные периоды освоения месторождений варьировало от 4 до 17 тыс. В период наиболее интенсивной добычи нефти - в 1970- 1980 гг. - ежегодные потери попутно добываемых рассолов на поверхности в результате разливов, аварийных порывов и скрытых утечек составляли не менее 4-5 млн. м3 [7].

Вторая группа ПВ с превалирующим влиянием техногенного фактора на формирование их состава характеризуется повышенными содержаниями нитратов и органического вещества; здесь минерализация - до 2-2,5 г/дм3, а жесткость - 15-20 ммоль/дм3. Третья группа ПВ отличается сверхпредельными концентрациями ряда тяжелых металлов (Fe, Mn, Pb и др.), довольно часто органического вещества, при этом воды могут быть пресными и относительно мягкими и характеризоваться гидрокарбонатным
составом.

Обе последние группы ПВ отличаются узколокальным (мелкомозаичным) распространением. Нитратные воды тяготеют ко многим населенным пунктам, крупным животноводческим комплексам, складам удобрений и т.д., участки их развития отражают области сельскохозяйственного загрязнения; а ПВ, обогащенные тяжелыми металлами, типичны для крупных промышленных центров и их окраин (городов Набережные Челны, Нижнекамск и некоторых других) [9, 10].

Три группы ПВ, в формировании которых значительную роль играет техногенный фактор, отличаются не только по составу и характеру площадного развития, но и по масштабу вертикального распространения. Если обогащенность ПВ нитратами, органическим веществом и рядом тяжелых металлов обычно проявляется лишь на уровне первых от поверхности водоносных горизонтов (комплексов), то хлоридное загрязнение участками может охватывать зону активного водообмена на большую часть ее мощности.

В надлингуловой части гидрогеологического разреза всего Восточно- Закамского региона РТ соотношение ПВ с преобладанием в формировании их состава природных или техногенных факторов близко к 0,7/0,3. На отдельных же участках в пределах контуров крупных и длительно разрабатываемых нефтяных месторождений доля ПВ, гидрогеохимический облик которых определяется в основном техногенным фактором, может достигать 80-90%. Наглядной иллюстрацией этого положения является гидрогеохимическая карта нижнеказанского терригенно-карбонатного водоносного комплекса, подстилаемого водоупорным горизонтом «лингуловых» глин и являющегося наиболее продуктивным элементом разреза на питьевые ПВ. Мощность этого комплекса в среднем составляет 60 м. Он обычно вскрывается в нижних частях речных долин, где характеризуется довольно интенсивной родниковой разгрузкой с преобладающими дебитами источников до 5-6 л/сек. и удельными дебитами скважин - 0,3-2 л/схм. На отдельных водоразделах, где глубина залегания кровли нижнеказанского комплекса достигает 180 м, величина его избыточного напора может составлять 160 м [2].

Количественная оценка роли тех или иных факторов в формировании состава ПВ может быть проведена на основе анализа водных вытяжек, гидрогеохимического моделирования и некоторых других методов исследований. Так, интересным представляется гидрогеохимический анализ водораздельных участков, где преобладает нисходящая фильтрация, и формирование состава ПВ определяется исключительно взаимодействием первичных атмосферных осадков и их дериватов с почвами и породами разреза. В этом случае удобно пользоваться концентрационными градиентами:
gradC=(C2-C1)/(h2-h1);
где gradC - градиент концентраций (мг/дм3*м, ммоль/дм3*м и т.д.); С2 и С1 концентрации (значения) компонентов (параметров) в водах на глубинных уровнях, соответственно, h2 и h1.

Для получения наиболее объективной картины целесообразно выделение концентрационных градиентов на нескольких глубинных уровнях - до 50, 50-100 и более 100 м. Для первого глубинного интервала С1 отражает характеристики атмосферных осадков, а h1 равно нулю, для второго и третьего интервалов используются параметры водоносных горизонтов соответствующих глубин.

Восточно-Закамский регион относится к зоне достаточного увлажнения, норма осадков здесь составляет ~500 мм/год. Осадки характеризуются преимущественно сульфатно-гидрокарбонатным кальциевым и гидрокарбонатно-сульфатным натриево-кальциевым составами; их минерализация - 5-1300 мг/дм3 при ее средней величине - 43 мг/дм3.

Значения концентрационных градиентов определены по фактическому материалу 44 скважин, вскрывших не менее двух разноглубинных водоносных горизонтов с раздельным гидрогеохимическим опробованием на основных поверхностных водоразделах, которые в регионе являются и водоразделами ПВ пермских отложений (таблица 1; проходка и опробование скважин были проведены в ходе проведения разномасштабных эколого-гидрогеологических исследований в 1990-х годах (Дятлова, 1998; Порфирьев, 1997, 1999). Подавляющая часть вскрытых скважинами водоносных горизонтов залегает в стратиграфическом интервале от уржумского яруса до нижнеказанского подъяруса. Концентрационные градиенты выявлены на основе гидрогеохимического материала второй половины 1990-х годов, но это никак не снижает их актуальности, т.к. вне зон техногенного воздействия (столбцы 3-6 таблицы) составы подземных вод не испытывают существенных вариаций во времени (по анализу соответствующих данных временного интервала 1950-2000 годы. [10]), а данные столбцов 7 и 8 отражают один из этапов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений с системами поддержки пластового давления. Приведенные значения концентрационных градиентов довольно информативны.

Стоит только остановиться на следующем:
- основной уровень минерализации ПВ в незагипсованных разрезах вне контуров разрабатываемых нефтяных месторождений складывается уже на самом верхнем 50 м интервале;
- при наличии гипса резкий рост солесодержания ПВ обычно отмечается с глубин 40-70 м, тогда как более верхний интервал является довольно хорошо промытым;
- техногенный фактор в виде разработки нефтяных месторождений на формирование состава ПВ может оказывать влияние, на порядок превышающее роль природных факторов в виде литологофациального строения водовмещающего разреза;
- в районах нефтеразработок нефтяное (хлоридное) загрязнение может проявляться как сверху (за счет утечек попутных нефтяных вод), и в этом случае максимальные градиенты минерализации и концентраций хлоридов и др. компонентов отмечаются в самой верхней части разреза, так и снизу (за счет восходящих заколонных перетоков), при этом повышенные значения градиентов фиксируются с глубины 100-120 м, глубинный же интервал 50-100 м может являться областью развития наименее минерализованных и жестких ПВ;
- отрицательные значения концентрационных градиентов связаны в основном с процессами высаливания (выпадением из раствора, прежде всего, гидроокислов железа, алюминия и карбонатов кальция) и сорбции, к которым в контурах нефтяных месторождений добавляется возможность проявления хлоридного загрязнения лишь в самой верхней части разреза.

В таблице 1 учтены особенности поведения концентрационных градиентов в связи с глубиной залегания водоносных горизонтов, общим характером строения разрезов и с техногенным фактором в виде нефтеразработок. Для более детальной характеристики этого поведения был проведен корреляционный анализ, в котором дополнительно учитывались следующие данные: возраст водовмещающих и перекрывающих их пород; мощности опробованных водоносных горизонтов и их «перекрытия»; подробная литологоациальная характеристика этих горизонтов и перекрывающих зон в виде учета в строении разреза доли каждой основной литологической разности пород определенной фации (терригенные породы подразделялись на сероцветные (предположительно морские) и красноцветные (континентальные); карбонатные породы учитывались суммарно, вне зависимости от их положения в серо- или красноцветной частях разреза; дополнительно рассчитывался общий потенциал глинистых пород, без учета их фациальных особенностей) (таблица 2).

Данные таблицы 2 также весьма информативны, и они не противоречат основным закономерностям поведения главных компонентов и параметров состава ПВ в зоне активного водообмена [11]. Значения концентрационных градиентов большей их части определяются, прежде всего, литологическими особенностями коллекторов ПВ и влиянием процессов нефтедобычи, меньшую роль играет глубинный фактор. Литологофациальные особенности зон перекрытия водоносных горизонтов в случае отсутствия гипса имеют незначительное влияние на концентрационные градиенты, а роль таких параметров, как возраст и мощность водовмещающих и перекрывающих их пород, сведена практически к нулю. Значимые отрицательные связи градиентов гидрокарбонатов с параметром возраста пород связаны с характером его оцифровки - каждому стратиграфическому подразделению присваивалось цифровое значение, которое увеличивалось вниз по разрезу; в связи с этим данные отрицательные корреляционные связи определяются глубиной залегания. Дополнительно необходимо отметить противоположную роль глинистых и карбонатных пород водоносных горизонтов в характере поведения концентрационных градиентов всех рассматриваемых компонентов и интегральных показателей состава ПВ; а также прямо противоположное поведение градиентов гидрокарбонатов и сульфатов, которое в первую очередь определяется глубинным фактором и связано с насыщением ПВ карбонатами кальция и возможностью их выпадения в осадок при выщелачивании гипсов.

Следует назвать основные результаты (дополнительно к выше отмеченным).

В формировании состава ПВ верхней части гидролитосферы нефтяного региона РТ природные и техногенные факторы играют примерно равную роль.

Среди природных факторов наибольшее значение имеют литологические особенности водоносных горизонтов в виде соотношения сульфатных, карбонатных и глинистых пород, а также глубина их залегания.

Выявленные значения концентрационных градиентов и характер их поведения можно использовать и для прогноза гидрогеохимических условий (состава и минерализации ПВ) в областях преобладающей нисходящей фильтрации зоны активного водообмена с известными геоэкологическими условиями, что необходимо, прежде всего, для рационального размещения и обустройства одиночных скважинных питьевых водозаборов и прогнозно-перспективных оценок развития технических и, возможно, минеральных вод с заданными соотношениями макрокомпонентов.

Преобладающие глубинные интервалы развития ПВ питьевого качества в пермских отложениях при слабом проявлении техногенного фактора: 0-150 м - для преимущественно терригенных 0-100 м - для карбонатно-терригенных разрезов; 0-50 (70) м - загипсованных. Для участков же интенсивных нефтеразработок при отсутствии в разрезе сульфатных пород таким интервалом может быть 50-100 (120) м.

Литература:
1. Геология Татарстана: Стратиграфия и тектоника. /Под ред. Б.В. Бурова. - М.: ГЕОС, 2003. - 402 с.
2. Мусин Р.Х., Мусина Р.З. Гидрогеологические исследования в нефтяном регионе Татарстана // Нефть. Газ. Новации.-2009.- № 9. - С. 28-38.
3. Мингазов М.Н., Петрова Г.И., Каримов М.Ж., Терновская И.А. Экологические аспекты разработки сверхвязких нефтей Ашальчинского месторождения // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 6. - С. 106-108.
4. Государственный доклад о состоянии природных ресурсов и об охране окружающей среды Республики Татарстан в 2013 г. - Казань, 2014. обращения: 03.09.2014 г.)
5. Ибрагимов Н.Г., Гареев Р.М., Мишанина О.Е., Хисамутдинова Е.В., Арефьева А.В., Гречишникова Н.А. Экологический мониторинг состояния окружающей среды на месторождениях ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 3. - С. 16-20.
6. Отраслевой стандарт. Воды подземные. Классификация по химическому составу и температуре. - М.: ВСЕГИНГЕО, 1986. - 12 с.
7. Гидрогеоэкологические исследования в нефтедобывающих районах Республики Татарстан / Под ред. А. И. Короткова и В. К. Учаева. - Казань: Изд-во НПО «Репер», 2007. - 300 с.
8. Мусин Р. Х. О гидрогеоэкологических особенностях и проблемах нефтяного региона Татарстана // Изв. вузов. Геология и разведка. - 2012. - № 2. - С. 48-53.
9. Сунгатуллин Р. Х. Химический состав подземной и поверхностной гидросфер (на примере Набережно-Челнинской площади).
// Учен. зап. Казан. ун-та. Сер. Естеств. науки. - 2009. - Т. 151, кн. 3. - С. 153-166.
10. Мусин Р. Х. Техногенные изменения в гидролитосфере Республики Татарстан // Недропользование XXI век. - 2013. - № 5. - С. 61-66.
11. Шварцев С. Л. Гидрогеохимия зоны гипергенеза. - М.: Недра, 1998. - 354 с.

The composition of groundwater in the oil region of Tatarstan

The peculiarities of hydrogeochemical fields of the active water exchange zone of the oil region of Tatarstan. The main natural and technogenic factors, which determine the conditions of formation of the chemical composition of groundwater. The identified gradients of concentrations of the main components of the composition of water, mani4 fested in their downward filtration.

Keywords: groundwater, concentration gradients, downward filtration, the oil fields.

Musin Rustam Hadyevich, candidate of geological-mineralogical Sciences, associate Professor of General Geology and hydrogeology, E-mail: Адрес электронной почты защищен от спам-ботов. Для просмотра адреса в вашем браузере должен быть включен Javascript.;

Fayzrahmanova Leysan Minnurovna, PhD, associate Professor of constitutional and administrative law. Kazan (Volga region) Federal University. 420008, Russia, Kazan, Kremlyovskaya St., 18.

Журнал «Вода Magazine», №11 (123), 2017 г.