Воздействие нефтегазовых объектов на окружающую среду

Воздействие объектов нефтегазодобычи на геологическую среду

В настоящее время инструментально доказано, что аномальные изменения флюидного и температурного режимов осадочного чехла, локализованные сейсмопроявления и аварии на промыслах прямо или косвенно связаны с изменением напряженно-деформированного состояния (НДС) земной коры. Эволюция современной геодинамики земных недр позволяет по-новому смотреть на многие природные явления и решать прикладные задачи нефтепромысловой геологии.

При рассмотрении динамики земной коры используют модель, которая включает в себя глобальную систему из 15 тектонических плит: Евразийская, Африканская и др. В наиболее активных сейсмических зонах плиты имеют меньшие размеры: Индийская, Аравийская и др. Основные геологические события происходят по границам тектонических плит. В тех местах, где плиты сталкиваются (зоны субдукции). развиваются большие тектонические напряжения, изменяется рельеф, формируются горы, происходит вулканическая деятельность, активизируются сейсмические события.

Изменение напряженно-деформированного состояния недр и как следствие изменение флюидного режима за счет движения земной коры подтверждается, комплексом наблюдений вблизи границы столкновения Евразийской и Аравийской тектонических плит. Как результат этого столкновения образовались молодые Кавказские горы. История геодинамического развития Кавказа связана с началом формирования в кайнозое рифта в районе Красного моря. Динамическое влияние Аравийской плиты, которая движется в северо-восточном направлении, проявляется в горизонтальных сжимающих деформациях в пределах Кавказского и Каспийского регионов.

Характерно, что скорости спрединга в пределах рифта Красного моря и скорости сжатия в пределах Кавказа близки по величине и составляют 1,5-2,0 см/год. Тектоническая активность этой территории выражается в значительных горизонтальных (сжатие) и вертикальных (воздымание) движениях. Эта активность нашла свое отражение в морфологическом облике надвиговых структур и в избирательном распределении зон с аномально высоким пластовым давлением.

На территории Аравийско-Кавказского региона землетрясения проявляются с большой частотой ( рис. 6.4). Глубина их очагов не превышает 10-15 км и находится в низах палеозойского фундамента. Практически все сильные землетрясения приурочены к зонам разломов. Механизм большинства землетрясений - сколы, то есть движения по пологим плоскостям.

Рис. 6.4. Карта эпицентров сильных землетрясений (магнитуда 4,5) территории Аравийско-Кавказского региона за период 1961-1980 гг.

Современные геодинамические процессы в литосфере - это распространенные и мощные по энергетике природные процессы. Активность разломов на глубинах 2-5 км определяют существующие там относительные деформации и напряжения 10-20 МПа. Эти напряжения не всегда учитываются в расчетах надежности нефтепромысловых объектов и прочности обсадных колонн эксплуатационных скважин.

Энергия землетрясения - одна из главных физических характеристик сейсмического толчка. Переход от шкалы магнитуд Рихтера к сейсмической энергии осуществляется с помощью равенства

( 6.1)

Так. магнитуде соответствует энергия землетрясения , магнитуде .

Флюиды, как наиболее подвижная компонента литосферы, чутко реагирует на движение земной коры и изменение НДС недр. Эта закономерность многократно подтверждена наблюдениями. Например, на месторождениях Терско-Каспийского прогиба максимальная добыча нефти совпала по времени с состоянием, когда весь Кавказский регион испытывал усилия сжатия со стороны Аравийской плиты. Подобная синхронность между максимумом добычи и состоянием сжатия земной коры наблюдалась на всех промыслах Кавказско-Каспийского региона ( рис. 6.5).

увеличить изображение
Рис. 6.5. Объемы добычи нефти из скважин разных месторождений Кавказско-Каспийского региона за 1946-1984 гг.

После наблюдавшегося снятия в 1978 г. тектонического напряжения с горных пород пластовое давление в нефтегазовых залежах упало более чем на 25 МПа, в результате чего произошел резкий спад добычи нефти по всем нефггегазовым объединениям Каспийского региона. При этом наблюдалась миграция процесса спада добычи из Азербайджана в Дагестан и далее в Казахстан.

Совместный анализ геодезической и промысловой информации показал, что в пределах участков поднятий поверхности до 32 мм (состояние тектонического сжатия) добыча нефти имела тенденцию к увеличению. В пределах оседающих до 16 мм участков (ослабление усилий сжатия или состояние растяжения) наблюдалось резкое снижение добычи нефти.

К новому классу геодинамических явлений относятся техногенные (индуцированные, наведенные) тектонические движения. Такого рода явления, связанные с разработкой месторождений, зафиксированы во многих нефтегазовых бассейнах. Причиной подобных сильных геодинамических событий является комбинация нескольких факторов:

• длительный интенсивный отбор УВ, приводящий к изменению поля напряжений в резервуаре и его окрестности: замечено, что на газовых месторождениях сейсмическая активность проявляется раньше (через 2-16 лет), на нефтяных - позже (через 7-30 и более лет);
• наличие мощных тектонических напряжений, девиатор-ная составляющая которых может реагировать сильным откликом даже на малые техногенные воздействия (отбор - закачка флюида); техногенные сейсмические события с очагами в пределах резервуаров УВ не превышают по магнитуде 3,5 баллов;
• физико-механическая неоднородность продуктивного пласта, покрышки и вмещающих пород, в частности, существование различно ориентированных современных разломов в региональном поле напряжений; очаги землетрясений вне резервуаров УВ, которые контролируются разломами, предрасположенными к сдвиговым деформациям, характеризуются большей магнитудой - до 5,0 баллов.

К показателям техногенных событий и явлений, зарегистрированных на разрабатываемых месторождениях нефти и газа, относятся также деформационные события:

• осадки земной поверхности до 4 м и более, накопленные за счет длительного отбора флюидов;
• поверхностное разломообразование до 0,5 м, вызванное горизонтальным растяжением.

В процессе отбора УВ аномальные деформации земной поверхности происходят:

• при АВПД и высоких темпах их снижения:
• при наличии высокой пористости и сильной сжимаемости коллекторов и смежных пород;
• при относительно небольших глубинах залегания и значительной мощности продуктивных горизонтов;
• при наличии в многопластовых залежах размываемых флюидами пропластков.

Разработка месторождений в ряде случаев провоцирует техногенные землетрясения. При интенсивном отборе флюидов, а также при интенсивной закачке в пласт жидкости могут возникать сейсмические события. Техногенные сейсмособытия с очагами в продуктивной толще характеризуются магнитудой до 3,5, а с очагами выше или ниже пласта - до 4,5. На Старогрозненском месторождении в 1971 г. произошло землетрясение в 7 баллов с глубиной очага в 2,5 км в присводовой части залежи. Через несколько часов повторное землетрясение в 5 баллов было зарегистрировано на глубине 5 км. На территории Ромашкинского месторождения в 1986 г. зарегистрировано 15 землетрясений с глубиной очага до 10 км и силой в эпицентре в 5-6 баллов.

Положение очагов индуцированных землетрясений определяется разломами, которые предрасположены к сдвиговым деформациям. Спустя 15-20 лет после начала разработки месторождения часто происходит поверхностное разломообразование, которое особенно разрушительно по отношению к объектам обустройства нефтегазовых промыслов. При этом поверхностные трещины проникают на глубину до нескольких сот метров, а протяженность поверхностных разрывов порой составляет десятки километров.

Примеры типичных техногенных землетрясений, произошедших на нефтегазовых месторождениях, приведены в табл. 6.6.

До начала разработки залежи продуктивный коллектор находится под воздействием давления вышезалегающих горных пород. Внутрипоровое давление в залежи противостоит части горного давления. В процессе разработки залежи пластовое давление уменьшается, отчего уменьшается эффективный модуль деформации продуктивного пласта. В результате изменяется НДС вышележащего массива, продуктивного пласта и подстилающих пород. Порода-коллектор под действием веса вышележащего массива дает осадку, и эта осадка постепенно передается на дневную поверхность.

Интенсивные оседания земной поверхности наблюдаются на десятках разрабатываемых месторождений. На многих из них осадки поверхности составляют несколько метров. Например, на месторождении Уилмингтон (Калифорния) осадка поверхности составила 9 м, после чего город пришлось защищать от затопления дамбой. Дно Северного моря над месторождением Экофиск (Норвегия) просело настолько, что высота верхних строений эксплуатационных платформ над уровнем моря снизилась до критической. Компания была вынуждена провести дорогостоящую операцию по наращиванию опорных стоек нескольких платформ. Признаки оседания проявились также в срорме разрушения обсадных колонн нескольких эксплуатационнных скважин. На несртяных месторождениях в районе озера Маракаибо (Венесуэла) опускание поверхности достигло 4 м и сопровождалось образованием системы трещин на земле шириной в десятки сантиметров и глубиной в несколько метров.

Исследования показывают, что осадка земной поверхности может превышать величину осадки продуктивного пласта за счет вовлечения в процесс сжатия соседних пород. Оседание может усилиться за счет эмиграции флюидов из смежных пластов-неколлекторов. Максимальные проседания происходят над участками залежи с высокими коллекторскими свойствами и наибольшими коэффициентами извлечения нефти. При этом случаются существенные горизонтальные смещения почвы, приводящие к деформациям инженерных сооружений.

Совокупное техногенное воздействие на земную кору десятков разрабатываемых месторождений в Казахстане, включая такие крупные как Тенгиз и Кашаган, может спровоцировать техногенные землетрясения и большие осадки поверхности суши и морского дна Каспия. Месторождение Тенгиз расположено на северо-восточном побережье Каспийского моря и является самым глубоким из освоенных крупных нефтяных месторождений. Открытое в 1979 г. оно располагает запасами нефти более 3 млрд т. Нефтяной пласт залегает на глубине более 4 тыс. м от поверхности и имеет мощность до 1600 м. Площадь месторождения в плане составляет 350 . Экологические риски разработки возрастают оттого, что в основе проекта лежит закачка насыщенного сероводородом попутного газа обратно в продуктивные горизонты под высоким давлением.

Выполненные расчеты показывают, что разработка даже небольшой части месторождения Тенгиз вызывает заметную осадку земной поверхности. А разработка всей площади месторождения, соседствующего с Каспийским морем, может вызвать многометровую осадку территории промысла со всеми вытекающими негативными последствиями.

Активизация глубинных и поверхностных разломов, осадки и горизонтальные сдвиги, массовые локализованные сейсмопроявления и аварии на нефтепромысловых объектах прямо или косвенно связаны с изменением напряженно-деформированного состояния земной коры, вызванным как глобальными процессами, так и разработкой месторождений. С этой точки зрения разработку крупных нефтегазовых месторождений следует проводить с максимальной осторожностью. Делать это можно только после оценки экологического и технического риска с учетом возможных последствий для размещенных в регионе промышленных объектов и населенных пунктов.

Увеличение нефтеотдачи

Много лет в технологии нефтедобычи используется заводнение энергетически истощенных пластов (вторичный метод добычи) как один из наиболее эффективных методов увеличения нефтеотдачи. При благоприятных физико-геологических условиях этот метод позволяет достичь коэффициента нефтеотдачи 0,7. Однако при заводнении месторождений с трудно-извлекаемыми запасами (высокая вязкость, малая проницаемость, неоднородность пластов) коэффициенты нефтеотдачи уменьшаются до 0,3 даже при увеличении кратности промывки до 5-7. При вязкости нефти более 25 заводнение становится малоэффективным.

Баланс остаточных запасов нефти на месторождениях, находящихся в завершающей стадии разработки, превышает 50%. Эти запасы нефти не могут быть извлечены традиционными методами, поэтому нефтяники все более широко внедряют новые методы повышения нефтеотдачи пластов: гидродинамические; физико-химические; газовые и тепловые.

Полимерное заводнение пластов обеспечивает выравнивание вязкости (подвижности) пластовой нефти и вытесняющего агента. Этот прием увеличивает охват пласта гидродинамическим воздействием. Для этого в воде растворяется высокомолекулярный реагент - полиакриломид, который даже при малых концентрациях (0,01-0,1 %) повышает вязкость воды до 4 .

Щелочное заводнение нефтяных пластов основано на взаимодействии щелочей (до 0,4% едкого натра, жидкого стекла и др.) с органическими кислотами в составе нефти. В результате образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть-раствор.

Заводнение с углекислотой основано на том, что диоксид углерода, растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает вязкость, а растворяясь в воде, повышает ее вязкость. Таким образом, растворение в нефти и воде приводит к выравниванию подвижности нефти и воды. При вытеснении высоковязкой нефти основным фактором, увеличивающим коэффициент вытеснения, является уменьшение вязкости нефти при растворении в ней

Мицеллярно-полимерное заводнение направлено на устранение капиллярных сил в заводненных пластах и вытеснение остаточной нефти. Метод основан на последовательной закачке мицеллярного и полимерного растворов, продвигаемых по пласту водой.

Мицеллярные растворы - это коллоидные системы, компонентами которых являются углеводородная жидкость и вода, стабилизированные масло- и водорастворимыми ПАВ. В качестве углеводородной жидкости (до 70%) применяют сжиженный газ, керосин, сырую легкую несрть. В качестве ПАВ (до 10%) применяют сульфонаты, фенолы и др. Этот метод позволяет практически полностью вытеснить из пористой среды нефть благодаря низкому межфазному натяжению на границе нефть-раствор. Обладая повышенной и регулируемой вязкостью, эти системы увеличивают охват пластов за счет сближения подвижностей нефти и вытесняющего ее флюида.

Вытеснение нефти паром и горячей водой используют в пластах с низкой температурой и с высокой вязкостью нефти. Пар нагнетают через паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Вокруг нагнетательной скважины образуется зона с температурой до , в которой происходит экстракция из нефти легких фракций и перенос их по пласту. Увеличение нефтеотдачи достигается за счет снижения вязкости нефти. В процессе нагнетания в пласт с маловязкой нефтью воды при давлении 20 МПа и температуре нефть растворяется в воде и практически полностью вытесняется из пористой среды.

Вибросейсмическое воздействие на призабойную зону добывающих скважин увеличивает нефтеотдачу истощенных пластов. Прохождение сейсмических волн через насыщающую пласт жидкость при достаточной их амплитуде может многократно увеличивать скорость фильтрации. Большинство флюидов в малопроницаемых коллекторах обладают пластическими свойствами. Главный эфсрект воздействия упругих колебаний на пласт заключается в разрушении структуры вязкопластичных и вязкоупрутих жидкостей, заполняющих поровое пространство продуктивного пласта. В результате пластовые флюиды переходят в другой реологический класс - класс ньютоновских жидкостей.

Микробиологическое воздействие на пласт для увеличения нефтеотдачи привлекательно сточки зрения простоты реализации и безопасности для окружающей среды. В пластовых условиях существуют аэробные и анаэробные микроорганизмы, которые используют остаточную нефть в качестве органического субстрата. При этом они продуцируют ряд веществ, увеличивающих несртеотдачу: углекислоту, метан, жирные кислоты, спирты, биополимеры и др.

В настоящее время нет общепринятой классификации источников воздействия на геологическую среду.

Количественные показатели воздействий отражаются серией эколого-геологических карт. Картографирование проводится на основе кондиционных геологических и инженерно-геологических карт в комплексе с геокриологической съемкой. Цель проведения подобной работы состоит в определении фонового состояния ГС, выявлении техногенных нарушений ГС, оценке направленности природных процессов. Изучаются почвы, водотоки, подземные воды, растительные сообщества. Широко применяются геофизические методы: электроразведка, сейсморазведка, гравиразведка, каротаж скважин, радиометрия.

Особое внимание уделяется радиогеохимическим исследованиям в районах проведения подземных ядерных взрывов. Изучают распределение природных радиоактивных элементов () и радионуклидов. Всего на территории СССР в мирных целях был проведен 121 ПЯВ, из них на территории России - 81 ПЯВ. Из общего числа 25 взрывов были выполнены на нефтяных и газовых месторождениях для интенсификации притоков УВ, при этом взрывы проводились как непосредственно в углеводородной залежи, так и ниже продуктивных отложений. Кроме того. 22 взрыва были выполнены для создания подземных емкостей хранения газа, 39 - с целью сейсмического зондирования.

Половина ПЯВ на объектах НГК приходится на Прикаспийскую нефтегазовую провинцию (в Казахстане 16, в России 15 взрывов). Эти взрывы проводились для создания подземных емкостей в отложениях каменной соли. Все емкости оказались заполненными радиоактивным рассолом, который по заколонному пространству скважин поступает в вышележащие водонасыщенные горизонты. Радионуклиды появляются в колодцах с питьевой водой, расположенных в нескольких километрах от подземных емкостей.

В последние годы стало понятно, что технология такого рода является безусловно опасной, так как формирует источник радиоактивного загрязнения недр. Такой источник является, по сути, неконтролируемым захоронением радиоактивных отходов, которые растворяются, выщелачиваются и в виде взвесей, механических примесей и аэрозолей вместе с пластовыми водами и углеводородами выносятся на поверхность, загрязняя промысловое оборудование, трубопроводы и территорию объектов добычи.

Потенциальные источники воздействия на ГС: буровые установки и скважины, нефтепроводы, объекты подготовки нефти и газа, склады ГСМ, объекты ППД, шламохранилища, объекты технической мелиорации, транспорт. К ущербообразующим воздействиям относятся землетрясения, оползни и селевые потоки, тектонические разломы, засоление, подтопление, просадки, газопылевые выбросы.

С началом разработки нефтегазовых месторождений происходит быстрое преобразование естественных процессов, которые устанавливались в течение миллионов лет. Скопление нефти и газа - это открытая динамическая система, которая охватывает огромное полупространство земной коры. Вскрытие этой системы даже одной скважиной - это своего рода провокация, наносящая на толщу горных пород несколько технологических ударов-воздействий: репрессия при проходке и вскрытии продуктивного пласта; депрессия при освоении и эксплуатации скважин.

Следует отметить, что приповерхностные инженерно-геологические и геокриологические условия, усиливают проявление техногенных геодинамических процессов.

Деформации и осадки (просадки) земной поверхности обнаруживаются лишь при достижении ими опасных значений по результатам влияния на объекты (слом скважин, смятие НКТ. порывы трубопроводов, деформация зданий, подтопление фундаментов). Начальные стадии таких процессов обнаруживаются по результатам специального мониторинга, который, как правило, не проводится.

Проекты разведки и обустройства месторождений, а также проекты строительства скважин на нефть и газ должны содержать раздел "Охрана окружающей среды" с указанием различных мер и средств защиты.

Охрана недр является одним из важнейших направлений деятельности нефтегазодобывающей промышленности. При нарушении технологической дисциплины производства работ бурение скважин и разработка месторождений вызывают значительное загрязнение недр.

Бурение скважин и добыча углеводородов всегда сопровождаются нарушением равновесного состояния земных недр, их загрязнением отходами производства и нефтепродуктами. В контрактах на разработку месторождений и в лицензиях на пользование недрами содержатся мероприятия по охране недр. Проходка скважины нарушает естественную разобщенность горных пород и создает возможность взаимодействия пластов между собой и с атмосферой. НесЬть может попасть в водоносные пласты, и наоборот, пласт нефти может обводниться. Из-за катастрофических уходов промывочной жидкости в горные породы попадают применяемые в буровых растворах минеральные и органические вещества. Обсадные колонны следует цементировать до высоты, при которой исключается образование грифонов и заколонных проявлений.

Отбор нефти и газа из недр, а также нагнетание воды и других реагентов в продуктивные горизонты изменяют напряженно-деформированное состояние огромных массивов пород. А если при этом учесть, что большинство залежей приурочено к зонам тектонических напряжений, разломов и сдвигов, то становится понятной причинно-следственная связь между эксплуатацией месторождений и случаями техногенных, в том числе сейсмических проявлений.

Одно из таких проявлений - просадка земной поверхности, которая может достигать нескольких метров. Большие осадки дневной поверхности происходят при длительном отборе нефти, когда продуктивный пласт сложен мощной песчано-глинистой толщей. Отбор нефти вызывает значительное снижение порового давления в пласте и его вторичную консолидацию. По мере отбора нефти все возрастающую часть веса вышележащего массива воспринимает продуктивный пласт. Оседания земной поверхности наблюдаются, в частности, на крупных и длительно разрабатываемых месторождениях Западной Сибири.

Показательными примерами проседания пород при эксплуатации месторождений углеводородов являются:

• значительная просадка дневной поверхности над нефтеносным полем Уилмингтон в Калисрорнии, из-за чего пришлось нарастить на 9 м береговые дамбы порта Лонг-Бич:
• образование впадины глубиной более 2,5 м и диаметром 60 км в пределах района добычи Хьюстон - Галвестон.
• опускание дневной поверхности на 6 см при истощении газового месторождении Лак (Франция). При этом наблюдавшееся опускание поверхности было корреляционно связано со скоростью падения порового давления в пласте.

На промыслах Экофиск в норвежской части Северного моря произошло непредвиденное погружение оснований стационарных буровых платформ более чем на 4 м, что привело к сокращению безопасного расстояния относительно уровня воды и волн. На борту прогиба вертикальное перемещение бело наполовину меньше, но сопровождалось небольшим запрокидыванием. Уложенные на дне трубы, соединяющие платформы друге другом и с материком, испытали повреждения и деформации: зависание над дном и горизонтальные изгибы.

Последовательные замеры зафиксировали опускание морского дна со скоростью 0,40 м в год. Уровень безопасности стал недостаточным, и металлические платформы пришлось поднимать на 6 м с помощью домкратов. Причина погружения морского дна заключалась в том, что нефтяная залежь мощностью более 300 м перекрывалась слоями недоуплотненных глин, в которых давление флюидов было аномально высоким и в два раза превышало гидростатическое давление. Флюидная фаза этих глин воспринимала геологическую нагрузку и препятствовала уплотнению их скелета.

Наиболее опасны горизонтальные смещения и неравномерные оседания земной поверхности, которые могут привести к авариям нефтегазопроводов и других инженерных сооружений. На нефтяном месторождении Инглвуд (Калифорния) образовавшиеся на поверхности горизонтальные смещения стали причиной деформаций и разрыва плотины Болдуин-Хилс.

Иногда разработка месторождений приводит к горизонтальным сдвигам горных пород. Этому явлению способствует наличие в разрезе глинистых слоев, играющих роль смазки для горизонтальных смещений вышележащих пластов. Горизонтальные смещения массивов приводят к срезанию обсадных колонн эксплуатационных скважин.

Механизм возникновения землетрясений при добыче нефти имеет много общего с механизмом возбужденной сейсмичности при строительстве крупных гидроузлов. Давно замечено, что в районах строительства крупных плотин возникает или усиливается сейсмическая активность.

Как показывают наблюдения, возбужденная сейсмичность возникает при наличии в массивах боковых тектонических напряжений, трещин и ранее существовавших разломов. О существовании в горных породах накопленной упругой энергии свидетельствуют большие горизонтальные напряжения тектонического происхождения. Например, на Талнахском рудном месторождении фоновые значения напряжений на 10-15 МПа выше напряжений, обусловленных весом вышележащих пород.

Причиной происходящих на месторождениях нефти и газа сейсмических событий может являться увеличение гидродинамического давления в процессе циркуляции промывочной жидкости или принудительного нагнетания воды в продуктивные пласты. В результате обжатия жидкостью скальных отдельностей пласты горных пород "разрыхляются", характер механического взаимодействия между отдельными блоками изменяется, сопротивляемость пород сдвигу снижается. Если при этом пласт накопил значительную потенциальную энергию десрормаций и воспринимает значительные тектонические напряжения, то в какой-то момент он выходит из равновесного состояния, происходит резкая подвижка части массива.

Стартовым механизмом для начала подвижек является достижение предельного равновесия в большом объеме массива горных пород. Ранее накопленная упругая потенциальная энергия деформаций высвобождается, скачком переходит в кинетическую энергию - происходит сейсмическое событие. В качестве примера можно привести землетрясение с магнитудой 5,7, случившееся в 1983 г. с очагом на глубине 7-8 км на Кумдагском месторождении в Туркменистане.

Длительная закачка воды в глубокие горизонты вызывает изменение температурного состояния массива и, что неизбежно, - дополнительные деформации и напряжения. Для типичных по упругим и тепловым свойствам горных пород понижение температуры на по реакции массива эквивалентно повышению давления воды в порах и трещинах на 0,7 МПа. Таким образом, нагнетание воды в глубокие горизонты вызывает возникновение дополнительных напряжений в горных породах как за счет их охлаждения, так и за счет повышения порового давления. Два последних фактора следует рассматривать в ряду причин возбужденной сейсмичности.

Сейсмические события происходят и в результате отбора большой массы углеводородов и снижения гидростатической нагрузки на породы фундамента и кровли, находящихся в критически напряженном состоянии. Так на Ромашкинском месторождении, где продуктивные пласты залегают на глубине до двух километров, гипоцентры землетрясений находились в верхней части кристаллического фундамента на глубинах 3-5 км. В Волго-Уральской нефтегазоносной провинции техногенно-индуцированные землетрясения достигали силы 7 баллов.

Территория газового месторождения Лак на юге Франции на протяжении нескольких веков оставалась несейсмичной. Через 10 лет после начала разработки месторождения из-за падения порового давления в пласте массив пришел в состояние повышенной сейсмической активности. Подобные ситуации встречаются и в других районах (например, Газлинское месторождение в Туркмении), где извлечение флюидов приводит массив в сейсмически неустойчивое состояние.

Таким образом, можно заключить, что разработка месторождений нефти и газа часто провоцирует землетрясения в районах добычи. Возникают они как при интенсивном отборе углеводородов, так и при закачке жидкости для поддержания пластового давления с целью повышения несртеотдачи. Поэтому для предупреждения опасных событий при разработке месторождений следует проводить мониторинг напряженно-деформированного состояния массива и создавать специальную сеть сейсмических станций.

Изменение пористости продуктивного пласта может происходить как в сторону уменьшения, так и в сторону ее увеличения. При больших депрессиях на пласт происходит разрушение матрицы коллектора за счет выноса мелких глинистых, песчаных частиц и минералов, содержащих оксиды алюминия, кремния, кальция.

В процессе многолетней разработки месторождения добываемая нефть претерпевает качественные изменения: уменьшается содержание легких фракций; увеличивается вязкость, ухудшается качество (табл. 6.7). При высокой обводненности и больших градиентах в призабойной зоне происходит отмыв остаточной нефти со стенок пор, что увеличивает эффективную пористость коллектора.

Таблица 6.7. Динамика свойств и состава девонской нефти Ромашкинского месторождения по годам

Параметры нефти	1960 г.	1980 г.	2000 г.
Плотность,	0,857	0,861	0,866
Вязкость,	16,56	21,88	27,20
Фракция до 100^{\circ}C	8,96	6,48	4,00
Содержание, %:
серы	1,48	1,61	1,74
смол	17,62	18,26	18,9
асфальтенов	2,62	4,46	6,3
парафинов	3,66	4,33	5,00