Эколого-геологические проблемы разработки нефтегазовых месторождений Прикаспия

Москва
ИНФРА-М
2021

ЭКОЛОГО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ 
ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ 
НЕФТЕГАЗОВЫХ 
МЕСТОРОЖДЕНИЙ 
ПРИКАСПИЯ

МОНОГРАФИЯ

Î.È. ÑÅÐÅÁÐßÊÎÂ, Â.È. ÏÎÏÊÎÂ, 
Â.Â. ËÀÐÈ×ÅÂ, À.Î. ÑÅÐÅÁÐßÊÎÂ

УДК 55(075.4)
ББК 26.3
 
С32

Серебряков О.И.
С32 
 
Эколого-геологические проблемы разработки нефтегазовых 
месторождений Прикаспия : монография / О.И. Серебряков, В.И. 
Попков, В.В. Ларичев, А.О. Серебряков. — Москва : ИНФРА-М, 
2021. — 308 с. + Доп. материалы [Электронный ресурс]. — (Научная мысль). — DOI 10.12737/24289.

ISBN 978-5-16-012607-4 (print)
ISBN 978-5-16-102362-4 (online)

В работе обобщен и исследован обширный фактический материал 
по экологическим, геологическим и техногенным проблемам разведки 
и добычи нефти и газа, с которыми приходится сталкиваться при освоении месторождений-гигантов. Исследованы экологические проблемы 
подземного захоронения промстоков, образования зон техногенной загазованности, экологии межколонных давлений и многих других. Рассмотрены экологические последствия воздействия нефтегазодобывающих 
предприятий на окружающую среду. Даны предложения по снижению негативного техногенного влияния на геоэкологическую обстановку окружающей среды. Обоснован мониторинг разведки и эксплуатации месторождений природного сырья.
Предназначена магистрам, аспирантам и студентам, обучающимся 
по специальностям «Экологическая геология», «Геология и геохимия горючих ископаемых», «Геология морских нефтяных и газовых месторождений», «Гидрогеология и инженерная геология», широкому кругу научных 
и производственных работников нефтегазовой отрасли, преподавателям 
высшей школы и аспирантам вузов геоэкологического, экологического 
и нефтегазового направлений.

УДК 55(075.4)
ББК 26.3

Р е ц е н з е н т ы:
Бондаренко Н.А., д-р геол.-минерал. наук, Кубанский государственный университет;
Колокольцев С.Н., канд. техн. наук, ЛУКОЙЛ-Приморнефтегаз

ISBN 978-5-16-012607-4 (print)
ISBN 978-5-16-102362-4 (online)
© Серебряков О.И., Попков В.И., 
Ларичев В.В., Серебряков А.О., 2017

ФЗ 
№ 436-ФЗ
Издание не подлежит маркировке 
в соответствии с п. 1 ч. 2 ст. 1

Материалы, отмеченные знаком 
, доступны 
в электронно-библиотечной системе znanium (www.znanium.com)

Введение

Прикаспий является одним из старейших районов нефтедобычи 
России с начала XX в. Однако первые сведения о наличии 
нефти на территории междуречья Урала и Эмбы можно найти уже 
в записках А. Бековича-Черкасского, организовавшего по Указу 
Петра I в 1714 г. военно-топографическую экспедицию в Хиву. 
Укрепляя свои южные и восточные рубежи в конце XVI и в течение 
всего XVII в., Россией сюда периодически направляются отряды 
купцов, военных типографов и естествоиспытателей в целях поиска 
торговых путей в южные страны. В отчетах научной экспедиции 
1768 г. (С.Г. Гмелин, И.И. Лепехин, П.-С. Паллас) содержатся некоторые сведения о геологии и полезных ископаемых Западного 
Казахстана, в том числе угле, нефти, горючих сланцах и минеральных веществах. Позднее, в 1874 г., выходы нефти на Карашунгуле, Доссоре и Иманкаре описал инженер Геологического комитета России Д. Кирпичников: «Несомненно, имеются большие скопления нефти, воспользоваться этим богатством очень трудно, так 
как нет пресной воды, нет путей сообщения с населенными 
пунктами, нет лугов и степей, удобных для сенокосов».
Большое значение для целенаправленного геологического 
изучения и раскрытия нефтяных богатств региона имели исследования специальной экспедиции, направленной в 1892 г. в Западный 
Казахстан во главе с геологом С. Никитиным с целью изыскания 
намечавшейся трассы железной дороги в Туркестан и изучения 
природных богатств края. При исследовании выходов нефти экспедиция впервые использовала ручные буровые станки. Установленные и положительно оцененные экспедицией С. Никитина 
нефтепроявления на Карашунгуле, Доссоре и Искене привлекли 
внимание «нефтяной» общественности того времени, а в конце 
1892 г. появились первые заявки предпринимателей на разведку отдельных участков Доссора.
В 1894 г. группа петербургских предпринимателей получила 
концессию на поиски и разведку нефтяных месторождений, и первыми объектами разведки нефти были участки Доссор, Каратон, 
Карашунгул и Искене, а уже через 5 лет, в ноябре 1899 г., на площади Карашунгул в скв. 7, с глубины 40 м был получен приток 
легкой нефти. Это событие справедливо считается началом открытия нефти в Прикаспийском регионе [26].

29 апреля 1911 г. мощный фонтан нефти с глубины 225–226 м 
из отложений средней юры получен в скв. 3 на Доссоре. Скважина 
фонтанировала в течение 30 ч и дала 16700 пудов нефти.
К 1917 г. поисково-разведочными работами были охвачены, 
кроме Эмбинского района, междуречье Урал-Волга (Новобогатинск, Черная Речка), западное Предмугоджарье (Мортык, 
Итассай), центральная часть Прикаспия (Матенкожа) и Актюбинское Приуралье (Жуса). В разведку было вовлечено 20 структур 
и площадей, на которых пробурено 166 разведочных и 177 эксплутационных скважин. Промышленную нефть помимо Доссора давал 
Макат, Каратон и др.
Вторая половина 20-х и начало 30-х гг. ХХ в. ознаменовались 
наращиванием объемов поисково-разведочного бурения, что привело к открытию новых месторождений Байшонас (1930 г.), Сагыз 
и Искен (1931 и 1932 гг. соответственно) в Эмбинском районе, 
а также Шубаркудук (1931 г.) и Жаксымай (1933 г.) в Актюбинском 
Приуралье.
Сложная политическая обстановка в предвоенные годы способствовала форсированию поисково-разведочных работ, что привело 
к открытию ряда новых нефтегазовых месторождений Кульсары, 
Нармонданак, Бекбике, Жолдыбай. Годовая добыча нефти в предвоенный 1940 г. достигла 750 тыс. т, а в 1941–1945 гг. составляла 
в среднем по 800 тыс. т в год [27].
Первые послевоенные годы были отмечены открытием ряда месторождений: Мунайлы и Толес Южный в 1947 г., Каратон в 1948 г., 
Толес в 1958 г., Карсак в 1951 г., вовлечение в разработку которых 
повлекло за собой резкое увеличение годовой добычи нефти до 
1,5 млн т и значительное возрастание разведанных запасов.
В начале 1950-х гг. было открыто Промысловое месторождение 
на западе Прикаспия (Астраханская область), а в 1960-х — Бешкульское и Бугристое. В это же время резко возросли объемы геологоразведочных работ в Прикаспийской впадине, проводились 
геофизические исследования, бурение глубоких опорных и параметрических скважин. Поисково-съемочные, аэрогеологические 
работы сопровождались картировочным бурением, геофизическими, геохимическими, геоботаническими и др. исследованиями. 
В процессе изучения Прикаспийской впадины сложился рациональный комплекс нефтепоисковых работ, включающий гравиметрическую съемку, картировочное бурение, сейсморазведку и структурно-поисковое бурение. Были открыты новые месторождения 
на Южной Эмбе (Прорва, 1960 г.) и в Актюбинском Приуралье 
(Кенкияк, 1959 г.).

К концу 1960-х гг. надсолевой комплекс прибортовых зон Прикаспийской впадины был изучен достаточно полно и перспективы 
дальнейшего наращивания ресурсной базы региона большинство 
геологов связывали с подсолевым комплексом.
Начиная с 1971 г. для подготовки подсолевых структур к поисково-разведочному бурению вместо однократного профилирования 
МОВ стали применяться многократные системы наблюдения методом общей глубинной точки (ОГТ). Внедряется остронаправленное профилирование, методы скважинной сейсморазведки 
(2D); в конце 1970-х гг. начинают развиваться пространственные 
системы наблюдений: от «широкого профиля» до трехмерной (3D) 
сейсморазведки.
Открытия не заставили себя долго ждать. Уже в августе 1976 г. 
фонтан, ударивший из скв. 5 Астраханская, пробуренной в 6 км северо-восточнее станции Досанг, известил об открытии крупнейшего в Прикаспийской впадине Астраханского газоконденсатного 
месторождения (АГКМ), уникального по своим запасам и составу 
компонентов не только в России, но и за рубежом. По величине 
запасов свободного газа и конденсата оно оказалось в 2,5 раза 
больше, чем известное к тому времени Оренбургское месторождение.
С глубины 3900–4100 м получен приток газа дебитом 400 тыс. 
м3/сут, при начальном пластовом давлении 62,4 МПа. Пластовая 
температура достигала около 110°С, а коэффициент аномалийности оказался 1,5. Месторождение располагается в 70 км к северо-востоку от г. Астрахань (Аксарайск). Площадь его составляет 
2500 км2.
Отличительной особенностью свободного газа месторождения 
оказались очень высокие концентрации кислых компонентов. Содержание углекислого газа составляет 12,38–20,96%, а сероводорода — 25,08–29,98%.
Широкомасштабные сейсмические исследования с целью выявления объектов поисковых работ на нефть и газ в подсолевых отложениях в пределах северной прибортовой зоны Прикаспийской 
впадины развернулись также в начале 1970-х гг. прошлого столетия, 
где были открыты небольшие по запасам нефтегазоконденсатные 
месторождения: Тепловское, Токаревское, Чинаревское, Каменское, Дарьинское и др., связанные с тектоническими уступами северного борта впадины, что подтверждало перспективы района 
на открытие здесь более крупных месторождений.
Были отработаны десятки сейсмических профилей, прежде чем 
в подсолевых отложениях было выявлено Карачаганакское под

нятие размером 5 × 9 км и амплитудой около 150 м. В соответствие 
с «Комплексным планом поисково-разведочных работ на нефть 
и газ в северной бортовой зоне Прикаспийской впадины» было 
принято решение о заложении в пределах Карачаганакской мульды 
параметрической скважины П-10 проектной глубиной 5500 м.  
Бурение скважины после уточнения ее местоположения началось 
в апреле 1978 г., а 19 марта 1979 г. при опробовании интервала 
3908–3937 м получен фонтан газоконденсата, известивший об открытии уникального Карачаганакского нефтегазоконденсатного 
месторождения (КНГКМ).
В этом же году на юго-востоке Прикаспия было открыто крупнейшее на территории бывшего Советского Союза нефтяное месторождение Тенгиз, уступающее по запасам только Самотлорскому 
месторождения Западной Сибири (рис. 1.1).

Р о с с и я

К а з а х с т а н

Астраханское ГКМ

Карачаганакское НГКМ

Тенгизское

Кашаган

Рис. 1.1. Крупнейшие нефтяные и газоконденсатные  
месторождения Прикаспия

Большие перспективы связывались с акваторией Северного 
Каспия [4, 17, 32, 34 и др.], что послужило основанием для проведения здесь комплекса геофизических исследований. В результате 
было установлено продолжение в море основных нефтегазоносных 
структур Бузачинской зоны нефтегазонакопления, и, самое главное, 
открытие крупных биогермных построек Тенгизского типа [2, 4, 
35]. Одной из них явилась Кашаганская структура, названная первоначально Тенгиз-море [3]. Это позволило дать высокую оценку 
перспективам нефтегазоносности, что в скором времени нашло 
практическое подтверждение. Так, в июне 2000 г. было объявлено 
о подтверждении коммерческих запасов углеводородов на Кашаганской структуре по результатам бурения первой скважины КЕ-1 
(Восточный Кашаган-1). Ее суточный дебит составил 600 м3 
по нефти и 200 тыс. м3 по газу. Вторая скважина (KW-1) была пробурена на Западном Кашагане в мае 2001 г. в 40 км от первой. 
При испытании дебит нефти составил 540 т/сут, а газа — 215 тыс. 
м3/сут. По данным экспертной оценки извлекаемые запасы нефти 
могут составить около 1,5 млрд т.
На суше в районе Астраханского свода в 2004 г. открыто крупное 
газоконденсатное Центрально-Астраханское месторождение с запасами газа около 1,3 трлн м3 и конденсата — свыше 300 млн т, а на 
Правобережном участке компанией Газпром открыто Западно-Астраханское месторождение с запасами газа около 147 млрд м3 и конденсата — 36,6 млн м3.
Сегодня Прикаспий рассматривается как важнейший нефтегазоносный регион мира, запасы которого по самым скромным 
оценкам оцениваются десятками миллиардов тонн, что ставит его 
в один ряд с крупнейшими нефтегазоносными провинциями мира.
Как показала практика поисково-разведочных работ на нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях подсолевого комплекса Прикаспия, их освоение сопряжено со значительными трудностями, главными из которых являются большие глубины залегания продуктивных отложений, высокие, вплоть до аномальных, 
пластовые давления и температуры, а также высокие концентрации 
сероводорода в свободном и растворенном газе [27].
Возникающие при этом нештатные ситуации при строительстве 
скважин и эксплуатации месторождений приводят к негативным 
экологическим последствиям. Примерами могут служить аварии, 
возникшие при строительстве разведочной скв. 37 месторождения 
Тенгиз и эксплуатационной скв. 427 Карачаганака.
На Тенгизе все началось с пожара на одной из нефтяных скважин 
23 июля 1985 г., когда во время буровых работ с глубины 4467 м 

из скв. 37 произошел гигантский выброс нефти. Фонтанирование 
скважины стало неуправляемым, а в небо свечой вылетела четырехкиломая колонна бурового инструмента, увенчанная долотом, 
после чего произошло возгорание. В те годы подобные техногенные 
потрясения не предавались огласке и на страже этой тайны стояли 
партийные и другие органы государственной власти. Поэтому ни 
одной строчки (тем более фотоснимка!) об этой аварии в печать 
не попало. В результате аварии буровая установка была полностью 
разрушена, в небо взметнулся столб огня высотой до 250 м, выбрасываемый под давлением до 90,0 МПа. Работы по ликвидации фонтана продолжались больше года (398 дней). Температура на устье 
скважины достигала 1100°С, а поверхность грунта разогрелась 
до 440°С. Плавилось все в радиусе до 200 м. Песок в амбарах 
на концах выкидных линий превращался в разноцветное жидкое 
стекло, а заметное влияние пожара распространялось на расстояние 
до 300–400 км. За это время по оценкам специалистов сгорело около 
3 млн т нефти, в атмосферу было выброшено около 8 млрд м3 сероводорода, 900 т сажи, а материальные потери превысили 1 млрд 
долл. США без учета экологического ущерба и отрицательного 
влияния на здоровье граждан [27].
Как пишет в своей книге «Казахстанский путь» Н. Назарбаев 
[26], министерство нефтяной промышленности СССР не справлялось с пожаром, поскольку отсутствовало необходимое оборудование для ликвидации фонтанов подобной мощности, и, не находя 
выхода из складывающейся обстановки, руководство Миннефтепрома рассматривало предложение о ликвидации фонтана направленным ядерным взрывом. Естественно, о проживающих в близлежащих аулах людях речь тогда не шла вообще. Однако здравый 
смысл восторжествовал, и эта идея не была воплощена в жизнь. 
Непосредственно сама ликвидация открытого газонефтяного фонтана скв. Тенгиз 37 длилась около 2 мес, и большую роль в ее ликвидации сыграл гидронажиматель, созданный специалистами завода им. Петровского в Гурьеве, с помощью которого на фонтан 
навели противовыбросовое оборудование, что и дало возможность 
зарегулировать неуправляемый поток углеводородов.
Совместными усилиями советских нефтяников, специалистов 
американской компании «Шеврон» и канадской «Отис» в аварийный ствол скважины были спущены трубы, и фонтан удалось 
ликвидировать.
Подобную аварию в 2000 г. удалось предотвратить на месторождении Кашаган, когда на разведочной скважине произошел взрыв 
и пожар (М.Г. Хакимов, В.И. Смирнов, 2007 г.). Экологические по

следствия такой катастрофы на море могли быть ужасными. В этом 
же году на буровой «Сункар» дважды были допущены розливы 
нефти, попавшие в Каспийское море.
На самом же Тенгизе аварийные ситуации, связанные с выбросами продукции, повторяются с пугающей регулярностью —  
27 в 2005 г. и 39 — за 10 месяцев 2006 г. (М.Г. Хакимов, В.И. Смирнов, 
2007 г.).
На Карачаганакском месторождении 7 мая 1987 г. при строительстве эксплуатационной скв. 427 произошел мощный выброс 
газоводяной смеси, который в течение 5 дней был ликвидирован, 
однако еще через 4 дня к северу от аварийного ствола стали появляться грифоны, образовавшие вскоре единый очаг, в котором воспламенился газ. Скважина продолжала «работать» газом в надсолевой разрез через разрыв колонны в интервале 260–282 м до 1990 г., 
пока скважиной-дублером 427-Д не был ликвидирован основной 
ствол. В результате в надсолевой части разреза месторождения 
на глубинах 70–300 м сформировались техногенные залежи газа, 
послужившие причиной аварий на строящихся эксплуатационных 
скважинах 312, 320, 606 и др. Для дегазации этих залежей были пробурены десятки разгрузочных скважин, сожжено несколько миллионов м3 газа, приостановлено разбуривание месторождения в зоне 
техногенной загазованности.
Астраханское ГКМ разрабатывается «Газпромом» с 1986 г., однако уже в самом начале его эксплуатации было очевидно, что экологическая безопасность проекта будет приоритетной. Над этими 
проблемами месторождения работают многие институты и научные 
коллективы, тем не менее, аварии и выбросы ядовитой продукции 
сопровождают эксплуатацию месторождения все это время. В 1992 г. 
межколонные проявления, обусловленные негерметичностью колонн труб или цементного кольца за колонной, зафиксированы 
более чем в 30 скважинах, а 2003 г. в надсолевых отложениях отмечены высокие концентрации сероводорода, что является следствием его перетока из продуктивной толщи. В настоящее время 
техническое состояние многих скважин не отвечает нормативам, 
предъявляемым к скважинам подобного типа. Часть из них находится в ожидании ликвидации или ликвидируется, не выработав 
плановый ресурс. Основной причиной осложнений является коррозия.
По мнению Л. В. Глебовой, приблизительно в течение 25–30 лет 
обсадные колонны эксплуатационных скважин потеряют свою 
прочность, «металл труб перейдет в ионное состояние, и растворится как сахар в воде». И это несмотря на то, что комплексом мер 

по борьбе с коррозией на месторождении предусмотрено использование антикоррозийных труб и цемента, применение ингибиторов 
коррозии, регулирование режима работы скважин и т.п. Тем 
не менее, периодом безотказной работы скважин можно считать 
не более 6 лет (М.Г. Хакимов, В.И. Смирнов, 2007 г.).
Проблема межколонных давлений на Карачаганакском месторождении остается довольно острой вот уже более 15 лет, и время 
от времени количество скважин с межколонными давлениями достигает 50–80 скважин. Так же как и на Астраханском месторождении, в продукции Карачаганака высока доля сероводорода,  
а, следовательно, сходные нерешенные вопросы коснутся и его.
Еще одна общая проблема многих месторождений — утилизация 
сточных вод. На всех крупных разрабатываемых месторождениях 
Прикаспия (Астраханское, Карачаганакское, Тенгизское) действуют полигоны подземного захоронения промстоков, при проектировании которых основные приоритеты были расставлены 
в пользу экологической их безопасности.
Как видно из вышеизложенного, при производстве полномасштабных разведочных работ, опережающего эксплуатационного 
разбуривания и эксплуатации месторождений углеводородов, связанных с подсолевым комплексом, практически на каждом месторождении выявляется ряд проблем, оперативное решение которых 
во многом предопределяет эффективность их разработки.
Ранжировать эти проблемы по степени значимости довольно 
сложно, но в качестве основных можно обозначить следующие:
 
• проблема утилизации промысловых стоков, появление которых 
обусловлено принятыми технологическими решениями проектов разработки месторождений;
 
• появление в межколонном пространстве (МКП) разведочных 
и эксплуатационных скважин межколонных давлений (МКД), 
значения которых достигали более 10–20 МПа;
 
• появление техногенных залежей газа в надпродуктивном разрезе. Применительно конкретно к Карачаганакскому месторождению — это результат аварии на скв. 427 в мае 1987 г.;
 
• оздоровление экологической обстановки в районе месторождений после ликвидации последствий техногенных аварий.
Из приведенного выше перечня видно, что все обозначенные 
проблемы по сути своей имеют техногенную природу, а последствия их могут оказать негативное влияние на экосистему всего 
Прикаспийского региона. Показательным в данном контексте, 
на наш взгляд, является Карачаганакское нефтегазоконденсатное 
месторождение, при разведке и разработке которого названные