Экологические последствия миграции и трансформации нефти в геологической среде. Результаты натурных исследований // Региональный конкурс РФФИ – Урал. Результаты научных исследований, полученные за 2004 г.: аннотационные отчеты. – Пермь; Екатеринбург: УрО РАН, 2005. – С. 242-245. — Лаборатория геологии техногенных процессов

Цель проекта. Проект направлен на решение фундаментальной проблемы в области экологической геологии, связанной с исследованием техногенной миграции и трансформации нефти в геологической среде и разработкой новых подходов к борьбе с нефтяным загрязнением подземных и поверхностных вод.

Методы и подходы, использованные в ходе выполнения проекта. Используется комплексный подход, включающий полевые исследовани — геохимическое опробование, геофизические методы (термо- и резистивиметрия), режимные гидрогеологические наблюдения, лабораторные работы — химический анализ, биохимические исследования и др, а также методы математического моделирования, изучения изменения состава и свойств нефти в ходе миграции.

Важнейшие результаты, полученные за отчетный период. На основании изучения проблемы [1, 2, 5–9] и др. сформулированы подходы к оценке миграции и трансформации нефти в геологической среде. Используя эти подходы, определен оптимальный комплекс полевых и лабораторных исследований распространения нефтяного загрязнения. Получены конкретные данные для района Полазненского нефтяного месторождения, где на поверхности грунтовых вод сформировалась линза нефтепродуктов и наблюдается их разгрузка в Камское водохранилище. В ходе исследований изучались причины формирования этой линзы.

Изучены условия разгрузки загрязненных нефтепродуктами подземных вод в Камское водохранилище. Для этого были выполнены терморезистивиметрические исследования для выявления участков Камского водохранилища с аномальными значениями кажущегося сопротивления и температуры воды, а также проведен отбор проб воды на общий химический анализ и нефтепродукты. Выявлено три аномальных зоны с пониженными значениями кажущегося сопротивления воды (рис. 1). Здесь происходит субаквальная разгрузка нефтезагрязненных подземных вод, что подтвердил химический анализ проб воды. Минерализация придонной воды в аномальных зонах достигает 0,5–3,5 г/л, тогда как на участках вне зоны сосредоточенной разгрузки в различные сезоны года она составляет 0,1–0,4 г/л. Рост минерализации в аномальных зонах обусловлен в основном увеличением концентрации сульфатов, гидрокарбонатов и кальция. Вода в придонной части аномальных зон по величине минерализации и составу соответствует трещинно-карстовым водам кунгурского яруса.

Анализ проб воды на нефтепродукты показал, что вне зон сосредоточенной разгрузки подземных вод их содержание составляет 0,04–0,08 мг/л, что не превышает ПДК_в и незначительно превышает ПДК_рв. Для выявленных аномальных зон содержание нефтепродуктов значительно выше. Для зоны 1 оно достигает 5,2 мг/л, для зоны 2 — 13,2 мг/л, для зоны 3 — 0,19 мг/л.

Интенсивная закарстованность территории обуславливает слабую защищенность подземных вод от загрязнения [1, 4] и является одним из основных природных факторов приведших к формированию нефтяной линзы на поверхности трещинно-карстовых вод. Территория принадлежит к Полазнинскому участку Полазнинского карстового района преимущественно гипсового и карбонатно-гипсового карста [3]. Значительная приподнятость территории над местным базисом эрозии (до 125 м) и трещиноватость пород способствуют развитию карста. Средняя плотность составляет 60 карстовых форм/км², но на некоторых микроплощадках она достигает 500–1000.

Рис. 1. Схема расположения зон сосредоточенной разгрузки подземных вод, содержащих нефтепродукты

Для изучения нефтяной линзы проводились режимные наблюдения по скважинам. Результаты наблюдений показывают, что уровень жидкости в скважинах находится практически на одном уровне с водохранилищем. Это свидетельствует об их прямой гидравлической связи, что обусловлено интенсивной закарстованностью пород. Мощность слоя нефти на поверхности подземных вод колеблется в пределах 0,3–2,1 м (рис. 2).

Рис. 2. Изменение уровня воды и нефти в наблюдательной скважине СС-3

По данным наблюдений за химическим составом подземных вод в скважинах в 2002–2004 гг. установлено, что подземные воды имеют сульфатный гидрокарбонатно-кальциевый состав и минерализацию вод от 2,2 до 3,0 г/л (рис. 3).

В ходе выполнения работ было проведено сравнительное исследование характеристик нефти башкирской и яснополянской залежей и техногеннных нефтепроявлений. Установлено, что нефть из линзы, несмотря на некоторое их различие является нефтью этих залежей. Нефть из линзы частично утратила бензиновые фракции и высокомолекулярные парафиновые углеводороды.

Анализ растекания нефтяной линзы, проведенный сотрудником МГУ М.В. Леховым методом математического моделирования показал, что линза, формирующаяся в предполагаемых местах утечек, достигает водохранилища с задержкой превышающей 16 лет. Это объясняет большой срок прошедшей между началом эксплуатации и появлением нефтепроявлений на берегу водохранилища.

Рис. 3. Химический состав подземных вод в наблюдательной скважине СС-3

Возможность практического использования полученных результатов. Полученные результаты исследований будут использоваться в дальнейших работах по улучшению экологического состояния гидросферы в районе Полазненского месторождения. Разработанный оптимальный комплекс методов исследований миграции и трансформации нефти в геологической среде можно использовать на других нефтяных месторождениях и в районах техногенных аварий, например, в районе д. Павлово.

Дальнейшая перспектива научных исследований. Для борьбы с загрязнением подземных вод и Камского водохранилища в дальнейшем планируется обосновать и разработать методы оптимальные для сложившейся ситуации. Также планируется провести теоретическую проработку возможности использования геохимических барьеров для снижения нефтяного загрязнения.

Список использованных источников

1. Бузмаков С.А., Костарев С.М. техногенные изменения компонентов природной среды в нефтедобывающих районах Пермской области. — Пермь: Изд-во Перм. ун-та, 2003. 171 с.

2. Булатов А.И., Макаренко П.П., Шеметов В.Ю. Охрана окружающей среды в нефтегазовой промышленности. — М.: Недра, 1997. 483 с.

3. Горбунова К.А., Андрейчук В.Н., Костарев В.П., Максимович Н.Г. Карст и пещеры Пермской области. — Пермь: Изд-во Перм. у-та, 1992. 200 с.

4. Горбунова К.А., Максимович Н.Г. Техногенное воздействие на закарстованные территории Пермской области // География и природные ресурсы.-1991.-N 3.-С.42–46.

5. Гриценко А.И., Акопова Г.С., Максимов В.М. Экология. Нефть и газ.-М.: Наука, 1997. 598 с.

6. Пиковский Ю.И. Природные и техногенные потоки углеводородов в окружающей среде. М.: Изд-во МГУ, 1993. 208 с.

7. Питьева К.Е. Гидрогеоэкологические исследования в районах нефтяных и газовых месторождений. — М.: Недра, 1999. 199 с.

8. Техногенное загрязнение природных вод углеводородами и его экологические последствия/В.М. Гольдберг, В.П. Зверев, А.И. Арбузов и др. — М.: Наука, 2001. 125 с.

9. Технологии восстановления почв, загрязненных нефтью и нефтепродуктами. Справочник. М.: РЭФИА, НИА — Природа. 2003. 258 с.