USD 64.1213

+0.29

EUR 70.604

-0.07

BRENT 64.03

0

AИ-92 42.4

+0.01

AИ-95 46.11

0

AИ-98 51.89

-0.01

ДТ 46.15

0

536

Формирование залежей углеводородов в верхней части разреза и кратеров выбросов газа

Приведены результаты исследований процесса дегазации Земли с конкретными примерами по акваториям Мирового океана и полуострову Ямал, включая катастрофические выбросы газа с образованием гигантских кратеров (воронок) в условиях многолетнемерзлых пород. Проанализированы причины формирования природно-техногенных залежей углеводородов в верхней части разреза. Показано, что дегазация недр Земли имеет широкомасштабный, общепланетарный характер.

Изучение строения и нефтегазоносности верхней части разреза (ВЧР – глубины до 500-900 м), включая залежи газа в свободном и гидратном состояниях, и процессов дегазации недр в виде природных выходов углеводородов (УВ) в атмо- и гидросферы, относится к фундаментальным и, одновременно, к прикладным направлениям научных исследований. Залежи УВ в ВЧР представляют самостоятельный поисковый интерес, так как они нередко содержат значительные рентабельные для освоения запасы. Первые месторождения в Азербайджане, Северном Кавказе и многих других регионах мира были открыты в ВЧР благодаря обнаружению прямых выходов УВ на поверхность по обнажениям пластов-резервуаров или глубинных разломов, разрывающих покрышки (флюидоупоры), а также через жерла грязевых вулканов. Изучение залежей в ВЧР и сипов (seep - просачивание) нефти и газа имеет важное значение при поиске традиционных и нетрадиционных месторождений УВ.
Залежи газа в ВЧР (газовые карманы – gas pockets, shallow gas), включая газгидраты и экранируемые ими залежи свободного газа, несут угрозу при освоении месторождений УВ. На суше многих нефтегазодобывающих стран и акваториях Мирового океана ежегодно происходят выбросы смесей УВ, часто сопровождаемые пожарами, взрывами, загрязнениями экосистем лито-, гидро- и атмосфер, травмированием и гибелью людей. 27 августа 1981 г. в Южно-Китайском море недалеко от индонезийского острова Natuna произошла катастрофа при бурении скважины с судна “Petromar-5” компании Petromarine Drilling Co, выполнявшей работы по заказу компании Mobil. В результате выброса газа из неглубокой залежи (газовый карман) и газирования воды, оно перевернулось и затонуло. 9 сентября 1983 г. из-за выброса газа с глубины 511 м при бурении скважины №4 с проектным забоем 4500 м в Каспийском море вблизи мыса Ракушечный затонула СПБУ “60 лет Азербайджана” ПО “Каспморнефтегазпром”.
Изучение всех форм дегазации Земли представляет особый интерес в связи с глобальным потеплением климата, так как эмиссия газа в атмосферу оказывает существенное влияние на усиление “парникового эффекта”.
За рубежом изучение ВЧР, поиск сипов УВ и их геохимический анализ превратилось в одно из успешно развивающихся направлений науки и оказания коммерческих услуг нефтегазодобывающим компаниям. Такие исследования проводятся по данным дистанционного зондирования Земли (ДЗЗ) и экспедиций на региональном и локальном уровнях на мультиклиентной или эксклюзивной (контрактной) основе. Лидерами этих работ на акваториях Мирового океана являются компании CGG, Fugro и Astrium. Начиная с 1992 г. CGG собрала уникальную базу данных ДЗЗ (включая радарной съемки SAR - Synthetic Aperture Radar) «GODS» (Global Offshore Seepage Database). Fugro начала «охоту за сипами» («seep hunting») в 2001 г., провела 15 морских экспедиций и покрыла детальными исследованиями суммарно более 2 млн км2 [Fugro, 2016] В 2017 г. Fugro начала мультиклиентные исследования (в сотрудничестве с TGS и ONE LLC) по проекту «Otos» на гигантской (около 1 млн км2) площади шельфа Мексиканского залива. В России подобные работы проводятся на локальных площадях в очень ограниченных объемах в научных целях и по заказам нефтегазовых компаний.
В ИПНГ РАН более 10 лет проводятся сбор данных, анализ и мониторинг развития различных природных и природно-техногенных явлений, несущих угрозы жизнедеятельности человека и часто имеющих прямые или косвенные причинно- следственные связи (землетрясения, проседания поверхности земли, стратовулканы, грязевые вулканы, сипы газа и нефти, газогидраты и др.) [В.И. Богоявленский и др., 2013-2018]. При этом используются данные аэрокосмического ДЗЗ и результаты наземных экспедиционных исследований. Исходные и результирующие материалы загружаются в созданную геоинформационную систему «Арктика и Мировой океан» (ГИС «АМО» [В.И. Богоявленский и др., 2013-2018]), обновляются и дополняются.
Подобные базы данных существуют в различных зарубежных организациях. В частности, в ГИС «GLOGOS», созданной в Национальном геофизическом и вулканологическом институте Италии [G.Etiope, 2009] и вошедшей в 2015 г. в пакет ГИС компании CGG, по состоянию на 2018 г. содержится информация примерно о двух тысячах сипов (включая более 330 грязевых вулканов) по суше 87 стран. На рис.1 приведена иллюстрация наполнения ГИС «АМО» информацией о более чем 20 тысячах сипов УВ, что делает эту базу данных самой крупной в России и одной из крупнейших в мире.


Рис. 1. Сипы газа и нефти (красный и зеленый цвета) в ГИС «АМО»

В данной работе дается информация о взаимосвязанных природных и природно-техногенных явлениях, обусловленных формированием залежей УВ в ВЧР и дегазацией недр. Эти явления выделяются как одни из самых опасных в широком спектре угроз объектам ТЭК в Арктической зоне Российской Федерации (АЗРФ). Проведению экспедиционных исследований авторов в Арктике способствовало Некоммерческое партнерство «Российский центр освоения Арктики» (РЦОА), созданное в 2014 г. в Салехарде (ЯНАО) по распоряжению Президента РФ В.В. Путина. Учредителями РЦОА являются несколько организаций, включая ИПНГ РАН и РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина.

  Залежи газа в ВЧР
Дегазация Земли, как природная, так и природно-техногенная, на пути к эмиссии УВ в атмо- и гидросферу приводит к формированию залежей УВ (преимущественно газа) в ВЧР, широко распространенных в Арктике и Мировом океане. Соответственно, залежи УВ в ВЧР имеют природное или природно-техногенное происхождение. Механизм их формирования одинаков, но различается лишь происхождением субвертикальных каналов миграции газа. В первом случае нефтегазоматеринскими толщами (НГМТ) являются породы, слагающие ВЧР (in situ), или нижележащие отложения, из которых происходит субвертикальная миграция УВ по разломам, субвертикальным трещинам, газовым трубам (gas chimneys, gas pipes) [G. Judd, M. Hovland, 1992]. Природно-техногенные залежи формируются за счет миграции УВ по каналам, сформировавшимся за счет воздействия человека на недра, включая макро- и микроканалы в заколонном или межколонном пространствах пробуренных скважин, в шахтах, карьерах, протечки из наземных и подземных хранилищ жидких и газообразных УВ. Наибольшей миграционной способностью (проницаемостью) обладает газ, что обусловлено меньшими размерами его молекул.
Во многих случаях залежи в ВЧР содержат сотни миллионов и даже миллиарды кубометров газа. На нидерландском шельфе Северного моря выявлено около 150 залежей газа [M. Boogaard, G. Hoetz, 2015]. В 2007-2011 гг. в северной части сектора Нидерландов началась газодобыча на первых трех месторождениях в ВЧР и подготовлены к разработке еще пять. В период 2007-2014 гг. из трех голландских залежей в ВЧР извлечено более 8 млрд м3 газа.
В 2005 г. в Северном море в Норвежском канале при бурении поисковой скважины 35/2-1 на глубине воды 384 м компанией Statoil было открыто месторождение газа Peon [H. Mikalsen, 2014]. Особенностью этого месторождения является то, что залежь содержится в песчаниках на глубине всего 164 м от дна (548 м от поверхности моря). При этом её размеры достигают 18х6,5 км, площадь – более 100 км2, высота - до 31 м, а проницаемость коллектора – до 4 Д. По данным NPD извлекаемые запасы оценены в диапазоне 15-30 млрд м3.
Залежи газа в ВЧР обычно хорошо выделяются по данным стандартной сейсморазведки на временных разрезах МОГТ и особенно хорошо при проведении высокоразрешающей сейсморазведки (ВРС). В Норвегии широкое распространение получают трехмерные (3D) исследования ВЧР с ВРС по технологии P-Cable [K. Andreassen et al., 2007; O. Eriksen et al., 2011]. Значительное улучшение надежности выделения неоднородностей в ВЧР достигается с применением разработанной и опробованной в 2016-2018 гг. двухсудовой технологии сейсморазведки 3D «TopSeis» компании CGG [J. Whaley, 2018]. В 2018 г. применение этой технологии в Норвежском секторе Баренцева моря позволило качественно исследовать площадь Alta Gohta, на которой залежи УВ залегают на глубинах от 300 до 1500 м.
В России неоднородности в ВЧР изучаются в основном на локальном уровне при подготовке площадей для глубокого нефтегазопоискового бурения, а в региональном плане эти работы ведутся эпизодически. В ИПНГ РАН начаты планомерные исследования газонасыщенности ВЧР в различных регионах Мирового океана и суши, на основе анализа архивных региональных и детальных материалов сейсморазведки МОГТ 2D-3D. Первоочередными регионами выбраны моря Охотское, Лаптевых, Берингово, Чукотское и Бофорта.
В результате комплексного анализа региональных и локальных сейсмических разрезов МОГТ ОАО «ДМНГ» шельфа Охотского моря (соответственно свыше 4 и около 3 тыс. км) в ВЧР обнаружено более 200 аномальных объектов, видимо, связанных с газовыми карманами и выделены три зоны вероятного распространения газогидратов (во впадине ТИНРО – впервые) [В.И. Богоявленский и др., 2016]. В море Лаптевых при анализе около 3,5 тыс. км сейсмопрофилей ОАО «МАГЭ» выделено более 100 аномальных объектов и зона вероятного распространения газогидратов на континентальном склоне [В.И. Богоявленский и др., 2018]. Отметим, что статистически относительно небольшие объекты размером до 2 км встречаются чаще других: 74,5% в море Лаптевых и 80,3% в Охотском море.
В качестве примера на рис.2 приведен фрагмент временного разреза МОГТ в Охотском море, на котором на пикетах 12500-12730 примерно в 50 мс (около 50 м) от дна выделяется аномалия типа «яркое пятно», а на времени 1700 мс (около 130 м от дна) на фоне антиклинального поднятия наблюдаются прогибы осей синфазности отраженных волн (возможно ГВК), свидетельствующие о наличии залежей газа, снижающих скорость распространения упругих волн. В ВЧР на временах 2000-2300 мс (400-700 м от дна) также видны практически все характерные признаки наличия газа, выраженные в виде «ярких пятен», инвертирования отраженных сигналов, прогибания осей синфазности за счет понижения пластовых скоростей и «зона тени» в интервале 2300-2750 мс, формирующаяся за счет аномального поглощения проходящих волн и сильного коэффициента отражения от кровли залежей газа.


Рис. 2. Фрагмент временного разреза МОГТ по профилю 4102017 в Охотском море с газовыми карманами.

Таким образом, не вызывает сомнений, что в России на акваториях и суше существуют многие тысячи залежей в ВЧР. Разработка некоторых из них может представлять значительный интерес, по крайней мере, для обеспечения локальных потребностей, особенно на суше Арктики [В.И. Богоявленский и др., 2014-2018].

Выбросы газа
Аномально высокие пластовые давления (АВПД) газа в резервуарах могут приводить к прорыву флюидоупоров, миграции газа в вышележащие слои, формированию новых залежей, в том числе в ВЧР. При этом нередко происходят пневматические выхлопы (выбросы) газа в водную среду или атмосферу, сопровождающиеся образованием кратеров (покмарки - pockmarks) с брустверами выброшенной породы. Их размеры меняются от долей метра до многих сотен метров, а глубины – до нескольких десятков метров. Такие объекты выявлены во многих регионах Мирового океана, включая многие площади в норвежском секторе Баренцева моря, на дне Штокмановского месторождения, гигантского свода Федынского, в Карском и других морях Северного Ледовитого океана. Вероятно, именно с этим явлением связаны многие маломагнитудные (в основном до 2-3), землетрясения, зарегистрированные Сейсмической службой Норвегии NORSAR в арктических акваториях Норвежского, Баренцева и Карского морей (рис.3 – желтый цвет). Имевшаяся в АЗРФ до 2017 г. крайне редкая сеть сейсмостанций Единой геофизической службы РАН (ЕГС РАН) может надежно идентифицировать в Арктике землетрясения магнитудой только свыше 3,5-3,9 (рис.3 – красный цвет). За счет этого создается ошибочное впечатление об асейсмичности большей части АЗРФ, включая акватории Северного Ледовитого океана [В.И. Богоявленский, 2014]. В 2017 г. произошло существенное расширение сети сейсмостанций ЕГС РАН. По рекомендациям и при непосредственном участии авторов силами РЦОА на территории Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) в районах Южно-Тамбейского, Бованенковского и Харасавэйского месторождений были установлены три первые сейсмостанции.
Многолетнемерзлые породы (ММП), существующие на большей части северных (арктических) территорий суши и на мелководном шельфе (до изобаты около -120 м), являются региональным флюидоупором (покрышкой). Движущийся в субвертикальном направлении газ, встречая препятствие в виде ММП, начинает распространяться в субгоризонтальном направлении, формируя таким образом крупные протяженные залежи. При этом, попадая в ослабленные зоны (разломы, талики), газ прорывается на поверхность.
Очевидно, что дегазация недр с образованием кратеров выброса газа может привести к серьезным повреждениям морских нефтегазовых промыслов и подводных трубопроводов. Во времена СССР за счет утечки газа по заколонному пространству аварийной скважины на одном из уникальных по запасам месторождений АЗРФ, сформировалась крупная техногенная залежь в ВЧР площадью порядка 150 км2 (газ выходил на поверхность на удалениях от устья скважины до 7 км).


Рис. 3. Землетрясения и геоморфологическая обстановка в Арктике

ВЧР в АЗРФ нередко содержит значительные запасы газа. Например, на Ямале скважина 64-П-2 вскрыла залежь газа на глубине 72-80 м, из которой был получен и приток газа 3 тыс. м3, в дальнейшем снизившийся до 500 м3/сут. [В.Л. Бондарев и др., 2008]. Диаметр залежи оценен в 320 м (площадь 80 тыс. м2), а запасы газа – около 0,5 млн м3. В отдельных скважинах дебиты газа достигали 10-14 тыс. м3/сут.
Современный уровень развития технических средств и технологий в России и за рубежом для бурения и нефтегазодобычи не гарантирует безаварийную работу даже в наиболее хорошо изученных и освоенных условиях суши. На Бованенковском промысле 17 мая 2015 г. с глубины 90 м произошел мощный выброс и возгорание газа при бурении инженерной скважины с буровой установки на базе автомобиля МАЗ ВП-15А [Д.Колосов, 2015]. Высота горящего фонтана достигала 15 м, но к вечеру он самопогасился, что свидетельствует о небольших размерах вскрытого газового кармана.
Обычно изотопный состав углерода биогенного метана (δ13С) меняется от -55‰ до -88…-92‰ [В.Л. Бондарев и др., 2008; В.В. Черепанов и др., 2011 и др.]. Обобщение данных δ13С сеноманских залежей газа ряда месторождений Ямала показало широкий диапазон его изменений от –38,8‰ до -65,36‰: экстремально тяжелый –38,8‰ на Нейтинском месторождении, разбитом разломами (за счет перетоков абиогенного газа из нижнего мела и юры); от -47,54‰ до -56,5‰ на Бованенковском, Арктическом, Харасавэйском и Крузенштернском (катагенетический и биогенный); легкий -65,36‰ (биогенный) в практически ненарушенном разломами Малыгинском месторождении [С.И. Голышев и др., 2012; В.С. Якушев, 2009; П.И. Дворецкий и др., 2000; В.И. Богоявленский, 2014 и др.]. Для сенон-туронского и сеноманского комплексов δ13С (in situ) близки, а газ локальных залежей в ММП Бованенковского месторождения (глубины 65-70 м) в основном имеет δ13С от -70,3‰ до -74,6‰.
В результате комплекса мониторинговых исследований составе газа в воздухе, воде и льду кратера С1, получены важные данные. В июне 2014 г. содержание метана в воздухе кратера С1 было близко пику взрывной опасности и составляло 9,6-9,8% [М.О. Лейбман и др., 2018], однако уже в августе оно снизилось до фонового [В.И. Богоявленский, 2014]. Проведенный в 2014-2017 гг. анализ включений метана в пластовом льду и воде на ряде озер Ямала и в кратере выброса газа С1, показал многократное (до 31-65 раз) превышение содержания метана в воде и льду кратера С1 (470-968 ppm) по сравнению со средними фоновыми значениями, что «свидетельствует о наличии источника под дном внутреннего озера» [М.О. Лейбман и др., 2018]. Анализ изотопного состава углерода метана (δ13С) из кратерного озера С1 выявил широкий диапазон его изменений: в основном от -58‰ до -75‰ (подтверждает «бактериальное происхождение”), а в одной пробе, вызвавшей у авторов исследований удивление и сомнение, δ13С близко -45‰ («термогенный метан» [М.О. Лейбман и др., 2018]). Сопоставление этих данных с приведенными выше обобщенными характеристиками газа сеноманского и сенон-туронского комплексов свидетельствует о подтоке в кратер С1 газа из отложений, залегающих ниже подошвы ММП, включая верхне-меловых. У нас это не вызывает никакого удивления, так как в своде Бованенковского поднятия кровля сеномана залегает на глубине около 500 м – всего на 300-330 м ниже подошвы мерзлоты. В связи с этим, выделяющийся газ представляет собой смесь газов разного генезиса. При этом мы не исключаем и дополнительный вклад разлагающихся газогидратов.
При образовании взрывоопасной смеси метана с воздухом (концентрация метана 5-16%) возможно самовоспламенение выбрасываемого газа, подобно возгораниям газа из грязевых вулканов. Мы считаем весьма вероятным, что первопричинами пожара пересохшей в жаркое лето 2016 г. тундры на ряде площадей севера ЯНАО (включая около озера Нейто), могли быть возгорания выходов газа.
В 2017 г. были получены подтверждения очевидцев из коренного населения М.Н. Окотэтто и Я.Б. Вэнго о выбросе, самовоспламенении и сильном взрыве газа 28 июня в 33 км к северу от поселка Сеяха. При этом образовался «Сеяхинский» кратер (С11 в ГИС «АМО»), порвавший русло реки Мордыяха (рис. 4) [В.И. Богоявленский, 2018]. После мощной вспышки газа, длившейся несколько секунд, диаметр основания и высота горевшего около полутора часов факела составляли 4-5 м. Столб сизого дыма с грибовидной вершиной поднялся выше облаков (рис.4.1). Тундровая растительность вблизи факела загорелась, но из-за сырости выгорела только вблизи кратера. Произошло и землетрясение, зарегистрированное установленными в ЯНАО в 2017 г. сейсмостанциями ЕГС РАН, что подтверждает наше предположение о возможной сейсмической активности арктического региона за счет выбросов и взрывов газа.
Анализ изотопного состава углерода метана из Сеяхинского кратера выброса газа С11 (образовался 28 июня 2017 г.), проведенный Ф.М. Ривкиным (ОАО «Ямал СПГ»), однозначно свидетельствуют о его биогенном генезисе (δ13С -80,6‰). Отметим, что в сентябре 2018 г. эмиссия газа на Сеяхинском кратере продолжалась, но была незначительной (в воде наблюдались одиночные струи поднимающихся пузырей газа). В связи с тем, что ближайшая к кратеру С11 скважина Сеяхинская-1 расположена в 15 км к юго-востоку, а ближайшее Западно-Сеяхинское ГКМ (открыто в 1989 г.) – в 40 км с северо-западу, можно с высокой степенью вероятности утверждать о природном происхождении выброса газа и образования кратера С11.


Рис. 4. Сеяхинский взрыв газа на Ямале (1), выброшенные из кратера глыбы ледогрунта (2) и кратер газового выброса (3): 1 - видеокадр М.Н. Окотэтто 28 июня 2017 г.;
2 и 3 - фото В.И. Богоявленского 2 июля 2017 г.

Во время первой экспедиции, состоявшейся при участии В.И. Богоявленского через четыре дня после взрыва (2 июля) и организованной правительством ЯНАО и ОАО «Ямал СПГ» (генеральный директор Е.А. Кот), кратер был затоплен, так как его центр расположен прямо у береговой черты реки (рис.4.3). Средний диаметр верхней затопленной части кратера (по уровню воды) – 70 м, а его глубина - свыше 50 м. В эпицентре взрыва в районе жерла кратера наблюдалось сильное локальное «кипение воды» из-за выходящего газа диаметром около 4 м, а на берегу и в русле реки лежали многочисленные тающие глыбы льда и песчано-суглинистой мерзлой породы (размеры самых крупных превышали 3-4 м - см. рис.4.2).


Рис. 5. Озеро с кратерами газовых выбросов на севере полуострова Ямал
(фото из вертолета В.И. Богоявленского, 17 августа 2015 г.)

Кроме ряда наземных кратеров, обнаруженных на севере ЯНАО и Красноярского края, на полуострове Ямал в результате экспедиционных исследований с вертолета и при анализе космоснимков, ИПНГ РАН выявлено около 300 озер, в мелководной части которых хорошо видны многочисленные подводные кратеры газовых выбросов - покмарки, нередко с брустверами выброшенной породы (рис. 5) [В.И. Богоявленский и др., 2014-2018]. Отдельные озера сезонно полностью или частично высыхают, и кратеры оказываются обнаженными на суше. На многих озерах количество кратеров измеряется сотнями и даже тысячами (рис. 5), при этом большая часть озер концентрируется над крупными месторождениями. Над одним из северных месторождений Ямала озера расположены по двум линиям, формирующим фигуру, подобную гигантскому кресту. Эта фигура подсказывает генетическую связь кратеров с глубинными разломами, над которыми формируются термокарстовые озера и идет дегазация недр из залежей свободного газа и газогидратов. Для определения зон формирования газовых скоплений и каналов миграции газа на поверхность Земли необходимы комплексные геофизические исследования, включающие сейсмический мониторинг подземных процессов миграции газообразных флюидов, сопровождающихся микросейсмическими колебаниями.
Колоссальную проблему представляет дегазация недр по заколонному и межколонному пространствам скважин. Перетоки УВ приводят к безвозвратной потери части продукта, ускоренному падению пластовых давлений и снижению коэффициентов извлечения газа и нефти. Существуют большие проблемы при эксплуатации скважин Уренгойского, Ямбургского, Заполярного, Бованенковского и других месторождений [С.И. Райкевич, 2007; Р.О. Самсонов и др., 2007; В.В. Черепанов и др., 2011; В.И. Богоявленский, 2014-2018; Н.Р. Аветов и др., 2017]. Многочисленные конусообразные просадки грунта и грифоны около устьев скважин в регионах существования ММП стали обыденным явлением. В частности, практически на всей территории Ямбургского НГКМ «обнаруживались заколонные газопроявления различной интенсивности» [Н.Р. Аветов и др., 2017]. При этом проведенный анализ генезиса выходящего из четырех скважин газа показал, что в двух случаях это приповерхностный биогенный газ, а в двух других – глубинный, мигрировавший из сеномана. Опережающее бурение на Ямбургском НГКМ скважин на неокомские отложения привело к значительным потерям пластового давления и запасов газа за счет его перетока из неокомских и сеноманских залежей [С.И. Райкевич, 2007].
В последние годы на основе данных ДЗЗ в ИПНГ РАН выполняются исследования территорий катастрофических извержений смесей УВ в различных странах мира, включая СССР. На месте многих из них сохранились кратеры, из которых продолжается эмиссия УВ. Такие процессы идут и в ряде мест АЗРФ, включая северную часть Кумжинского НГКМ. Здесь в ноябре 1980 г. произошло одно из самых драматических событий в истории освоения ресурсов УВ Арктики - мощный неконтролируемый выброс и пожар смеси УВ, выходящей по заколонному и межколонному пространствам скважины №9, продолжавшийся шесть с половиной лет (2362 суток) [В.И. Богоявленский и др., 2017]. Из-за образовавшейся в ВЧР природно-техногенной залижи площадью около 30 км2 газ вырывался в атмосферу в ряде мест, включая около скважин № 9, 5, 10 и 134 с образованием трех глубоких кратеров, затопленных речной водой (рис.6.2). Последствия экологической катастрофы до сих пор не преодолены: после остановки фонтанирования в мае 1987 г. эмиссия УВ в меньших объемах продолжается и в настоящее время (31 год!), о чем свидетельствуют пробоины во льду, наблюдаемые на космоснимке WorldView-2 2 мая 2016 г. (рис.6.1).


Рис. 6. Катастрофа на Кумжинском месторождении: космоснимок WorldView-2 2 мая 2016 г. (1) и трехмерная модель рельефа суши и дна реки с тремя кратерами выбросов газа (2)

Подобные ситуации происходили на многих других месторождениях АЗРФ, других территориях и акваториях СССР и многих стран мира: Lakeview Gusher и Dos Cuadras в Калифорнии, German Bight, Ekofisk Bravo В-14 и Elgin в Северном море, Ixtoc и Macondo в Мексиканском заливе, Булла-Дениз в Каспийском море, Тенгиз в Казахстане, Тазовское, Губкинское (Пурпейское), Бованенковское, Харасавэйское и др. в АЗРФ [В.И. Богоявленский, 2014-2018].
Возможные негативные процессы на промыслах способны нанести крупный урон не только региональной экосистеме, но также они несут большие репутационные и экономические риски для нефтегазодобывающих компаний и государств. Напомним, что финансовые потери от катастрофического грязевулканического выброса LUSI, произошедшего в результате бурения скважины на индонезийском острове Ява, в 2011 г. превысили 4 млрд долл. [В.И. Богоявленский и др., 2017; J.R.Richards, 2011], а финансовые потери компании BP из-за катастрофы в Мексиканском заливе в 2010 г. составили около 65 млрд долл. [А.Vaugham, 2018], что выше стоимости гигантов отечественной нефтегазовой индустрии.
В ИПНГ РАН ведется разработка комплекса технологий, позволяющих выявлять, контролировать развитие и снижать угрозы экосистеме, вызванные флюидоперетоками по заколонному пространству, формированием техногенных залежей и выбросами смесей УВ в атмосферу и водную толщу. Основные принципы технологий выявления и контроля распространения флюидов УВ заключаются в комплексных исследованиях с применением в реальном времени сейсмического мониторинга (сейсморазведка 4D) и термобарических наблюдений в скважинах (получены патенты РФ 2539745, 2540005, 2544948 и др.).
Несмотря на развитие технологий и технических средств разведки и добычи нефти и газа, наличие АВПД многократно приводило и, к сожалению, будет приводить к чрезвычайным ситуациям с крупными аварийными и катастрофическими последствиями в различных регионах Мирового океана и суши, связанным с неконтролируемым выбросом (фонтаном) смесей УВ. Необходимо активизировать работы и объединить усилия специалистов по снижению вероятности возникновения подобных негативных событий.

Заключение и рекомендации
Для экологической и экономической безопасности России необходимо решение стратегически важных задач рационального природопользования в арктических условиях и на всем шельфе страны, согласующихся со «Стратегией развития Арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2020 года»:
• выявление основных рисков и угроз жизнедеятельности человека и экосистеме с ретроспективным анализом результатов полувекового недропользования;
• разработка и реализация мер по предотвращению возможных катастрофических событий природно-техногенного характера, неоднократно имевших место на территории СССР, в том числе в АЗРФ;
• разработка технологий выявления, мониторинга и снижения природных и техногенных угроз экосистеме при освоении ресурсов УВ;
• обеспечение контроля экологической обстановки при недропользовании с реализацией аэрокосмического, геоэкологического и геофизического (сейсморазведка 4D) мониторинга в реальном времени. Мониторинг должен включать регистрацию сейсмических событий, выявление заколонных перетоков и формирующихся природно-техногенных залежей, анализ локальных и региональных геодинамических процессов;
• следует отнести к особо опасным явлениям заколонные перетоки и природно-техногенные залежи УВ. Необходимо выявлять и устранять не только заколонные перетоки, но и крупные техногенные залежи, сформировавшиеся в верхней части разреза. Касательно самого понятия «природно-техногенные залежи» требуется внесение дополнений в природоохранные нормативные документы, включая Федеральный закон «О недрах»;
• необходимо уточнение размещения, ревизия состояния и возможная переликвидация «бесхозяйных» скважин с перекрытием возможных перетоков УВ в водоносные горизонты и на поверхность земли;
• незамедлительное создание государственного и корпоративных фондов устранения негативных последствий вмешательства человека в природную среду, в том числе для ликвидации скважин, промыслов, трубопроводов и будущего геоэкологического мониторинга состояния околоскважинного пространства.

Полная версия доступна после покупки

Авторизироваться
Читайте также
Система Orphus