Методический подход к сопоставлению опытных выпусков, проведённых на разных этапах изучения месторождений углекислых минеральных вод, для целей переоценки запасов (на примере Нагутского месторождения)

Боревский Б.В., Секерина И.Н., Язвин А.Л.

DOI: 10.53085/0034-026X_2025_2_55
УДК 556.3

В условиях IV группы сложности, введенной в «Классификацию запасов…» для месторождений углекислых минеральных вод «гидроинжекционного типа», проведение выпусков длительностью 1–1,5 года и более, практиковавшихся с середины XX в., не приводит к повышению обоснованности выполняемых прогнозов и предлагаемых проектных решений. При переоценке запасов месторождений региона КМВ, характеризующихся высокой степенью изученности, продолжительность опытных выпусков может быть сокращена. В то же время, для изучения формирования современных гидрогеологических условий и оценки происходящих изменений необходим комплексный анализ всей совокупности материалов, полученных при проведении выпусков и добыче подземных вод. По каждой скважине (площадке) должны быть рассмотрены все выпуски разных лет, представляющие интерес для обоснования величины запасов и их категоризации, с проведением сопоставления по их продолжительности, дебитам, понижениям и характеру режима фильтрации, трендам изменения напора, газохимическому составу.

Ключевые слова: углекислые минеральные воды, месторождения IV группы сложности, опытные выпуски, гидродинамический режим, газохимический состав, переоценка запасов, прогноз.

1. Постановка проблемы и основные пути ее решения

Со второй половины XX в. основным видом исследований при оценке запасов месторождений углекислых минеральных вод региона Кавказских Минеральных Вод (КМВ) являлось проведение опытных и опытно- эксплуатационных выпусков (откачек) продолжительностью 1–1,5 года и более [4, 5].

Такие месторождения характеризуются крайне сложными, непостоянными и неопределенными условиями формирования запасов подземных вод, включая геологическое строение, структурно-тектонические условия, положение и конфигурацию зон повышенной трещиноватости, газогидрохимические и геотермические характеристики. При этом время проявления перечисленных выше факторов значительно превышает возможные сроки проведения опытных работ. С другой стороны, на состояние водоносной системы могут оказывать влияние неотектонические процессы (землетрясения), реакция на которые может проявиться уже в течение нескольких суток после события.

К началу 2000-х годов стало очевидно, что в данных условиях достоверность прогнозов гидродинамического режима и газохимического состава подземных вод, даже выполняемых на основе результатов многомесячных опытных выпусков, недостаточна для квалификации запасов по кат. А и В. В связи с этим с 2008 г. в «Классификацию запасов…» [6] была введена IV группа сложности [1, 2], а расчетный срок утверждения запасов сократился до 10–12 лет.

К этой группе, характеризующейся уникальными по сложности условиями, относятся месторождения углекислых минеральных вод «гидроинжекционного типа», для которых возможно выявление по результатам разведки запасов кат. С₂ и по данным опытно-промышленной эксплуатации запасов кат. С₁. Требования к изученности запасов кат. С₁ и С₂ сформулированы в Классификации. В первом случае используются термины «ориентировочная оценка источников формирования», «предварительные прогнозы качества», во втором — «приближенная модель месторождения», «предварительный подсчет запасов», «предварительное установление возможности использования» (при оценке качества).

Необходимо подчеркнуть, что приведенные выше характеристики изученности запасов свидетельствуют о том, что на месторождениях IV группы сложности недропользователь принимает на себя риски, обусловленные невозможностью оценки запасов по высоким категориям. Наличие запасов кат. С₂ не дает гарантий целесообразности последующей добычи. Оно подтверждает только наличие вероятности того, что условия благоприятны для отбора воды в подсчитанном объеме. Результаты опытно-промышленной разработки, проектируемой с целью перевода запасов из кат. С₂ в кат. С₁, должны это подтвердить. При этом достоверность кат. С₁ — максимальной достижимой категории в условиях IV группы и позволяющей проводить промышленную разработку месторождения (участка) только снижает риски, но не исключает их полностью.

Несмотря на такие кардинальные изменения требований к изученности месторождений углекислых минеральных вод, методика работ до настоящего времени практически не изменилась: оценка запасов выполняется по данным выпусков столь же большой продолжительности, как и проводимые ранее для оценки запасов по кат. А и В. В связи с этим, актуальной задачей является обоснование ответа на следующий вопрос: какие результаты выпусков могут быть признаны достаточными для оценки запасов по кат. С₁ и С₂ и, соответственно, каковы должны быть требования к параметрам выпусков, и в первую очередь к их продолжительности? Очевидно, что в общем случае результаты выпусков должны засвидетельствовать устойчивость (стабильность) расхода и отсутствие незакономерных колебаний (то есть предсказуемость изменения) уровней, показателей качества, в т.ч. газового состава и температуры отбираемой воды во времени.

В зависимости от целевого назначения работ по оценке (переоценке) запасов и степени изученности месторождения (участка) на месторождениях минеральных вод IV группы сложности могут решаться следующие задачи:

1 — оценка запасов на вновь выделенных месторождениях (участках) по кат. С₂;

2 — увеличение запасов на ранее оцененных участках (с запасами кат. С₁) за счет обоснования запасов кат. С₂;

3 — подтверждение (переоценка) запасов кат. С₁ на ранее оцененных участках без их увеличения. Отметим, что в настоящее время такие работы обычно проводятся с интервалом 10 лет (принятый расчетный срок при утверждении запасов);

4 — перевод запасов из кат. С₂ в кат. С₁ (по результатам опытно-промышленной разработки).

В регионе КМВ накоплены значительные объемы материалов ранее проведенных выпусков на эксплуатируемых участках. Многие действующие скважины характеризуются наличием 3–5 длительных выпусков, проведенных в периоды разведочных работ и переоценки запасов. Совместный анализ всех имеющихся материалов позволяет оценить произошедшие изменения гидрогеологических условий (в т.ч. граничных условий, проявлений различной природы неоднородности, технических характеристик скважин и т.д.) или их отсутствие, и тем самым повышает обоснованность запасов, утверждаемых по результатам вновь проведенных работ.

Сопоставление результатов геологоразведочных работ разных лет показывает, что оптимальная продолжительность опытных выпусков при наличии представительных материалов ранее проведенных выпусков с отбором не менее величины оцениваемых запасов составляет 1–3 месяца, опытно-промышленной разработки — 3–6 месяцев. Дальнейшее увеличение длительности выпусков не приводит к повышению обоснованности выполняемых прогнозов и проектных решений.

Добавим, что помимо изменений требований к изученности, продолжительность проведения опытных выпусков ограничивают проблемы юридического характера. Во-первых, вследствие резкого ужесточения природоохранных ограничений был фактически запрещен сброс неиспользуемых минеральных вод в речную сеть и на рельеф. При превышении объемов выпусков над объемом реализации воды возникает проблема утилизации, решение которой требует существенных финансовых затрат. Во-вторых, при проектировании геологического изучения недр практикуется сокращение продолжительности опытно-фильтрационных работ (выпусков, откачек) с целью исключения возможности осуществления скрытой добычи. Длительные выпуски считаются опытно-эксплуатационными и подлежат проведению в составе опытно-промышленной разработки (для чего необходимо наличие запасов кат. C₂).

Как показано в настоящей статье, в условиях переоценки запасов подземных вод месторождений IV группы сложности еще большую значимость приобретает анализ всей совокупности материалов, полученных в результате разведочных работ [3]. По каждой скважине (площадке) должны быть рассмотрены все выпуски разных лет, представляющие интерес для обоснования величины запасов и их категоризации, с проведением сопоставления по их продолжительности, дебитам, понижениям и характеру режима фильтрации, трендов изменения напора. Для учета всех ранее проведенных из рассматриваемой скважины выпусков целесообразно использовать следующий методический прием: построение единого комплексного графика S/Q-f(t), чаще всего — S/Q÷f(lgt), с нанесением на него всех выбранных для анализа данных как по вновь проведенным, так и более ранним опытам, в т.ч. весьма длительным. Этот прием позволяет сравнить условия проведения выпусков (откачек) разной продолжительности в разные годы, оценить возможные изменения в условиях их проведения и выполнить прогноз путем экстраполяции полученных результатов на прогнозный срок с учетом ранее проведенных наиболее длительных опытов.

Описанный методический подход к сопоставлению разновременных опытных выпусков различной длительности для целей переоценки запасов будет рассмотрен на примере Нагутского месторождения углекислых минеральных вод.

2. История изучения Нагутского месторождения

Нагутское месторождение углекислых минеральных вод было открыто в 1960-е годы в процессе нефтегазопоискового бурения.  Гидрогеологические исследования последующих двадцати лет установили, что месторождение представляет собой единую, чрезвычайно сложную гидродинамическую и газохимическую систему, в которой под влиянием различных факторов сформировалось несколько типов минеральных вод.

Работы по оценке запасов в первой половине 1970-х годов были направлены на обеспечение минеральной водой нового курортного комплекса Ессентуки-2 в районе горы-лакколита Верблюд. Однако от его строительства в дальнейшем отказались, и минеральная вода Нагутского месторождения в 1986–1992 гг. использовалась для обеспечения завода розлива в п. Солуно-Дмитриевское. Эксплуатация минеральных вод была прекращена в связи с переориентацией завода на выпуск прохладительных напитков.

Геологоразведочные работы на Нагутском месторождении были возобновлены в конце 1990-х годов. С 2000 г. компанией АО «Минеральные воды Ставрополья» ведется планомерная добыча минеральной воды для реализации ее заводам по розливу в регионе КМВ. В последние годы происходит постепенное увеличение количества потребителей, начата реализация минеральных вод для розлива в Краснодарском крае, Карачаево-Черкессии и Северной Осетии.

Оценка и переоценка запасов минеральных вод Нагутского месторождения проводились на протяжении более 50 лет. В общей сложности, материалы подсчета эксплуатационных запасов рассматривались в ГКЗ и ЦКЗ МПР пять раз (1970 г., 1974 г., 1999 г., 2002 г., 2011 г.). Они подсчитывались гидравлическим методом по данным одиночных или групповых длительных выпусков при стационарном режиме или при экстраполяции достигнутого тренда изменений уровня на срок прогнозирования. По материалам 2011 г. были утверждены запасы на двенадцатилетний срок в суммарном количестве 1895 м³/сут по кат. С₁.

В 2021–2023 гг. АО «ГИДЭК» совместно с АО «МВС» проводило комплекс исследований с целью подтверждения величины ранее подсчитанных запасов и оценки возможности их прироста.

3. Характеристика гидрогеологических условий Нагутского месторождения

Нагутское месторождение минеральных вод приурочено к северной части региона Кавказских Минеральных Вод, в пределах Нагутского гидрогеологического района, расположенного в северной части Кавминводского артезианского бассейна (рис. 1, 2). В геологическом строении территории принимают участие осадочные отложения от юры до плейстоцена, залегающие со значительным стратиграфическим перерывом и резким угловым несогласием на палеозой-протерозойском фундаменте.

Рис. 1. Схематическая гидрогеологическая карта Нагутского месторождения углекислых минеральных вод: 1 — водонапорная серия плиоцен-голоценовых отложений; 2 — водонапорная серия олигоцен-среднемиоценовых отложений; 3 — гидрогеологический комплекс эоценовых отложений; 4 — эксплуатационный участок; 5 — разлом; 6 — ось синклинали, разделяющей Ленгорскую и Сыркульскую антиклинальные складки; 7 — зона развития трещин разного характера; 8 — зона динамического уплотнения пород; 9 — граница Нагутского месторождения; 10 — граница участка Нагутского месторождения; 11 — линия геолого-гидрогеологического разреза; 12 — скважина на разрезе

Рис. 2. Схематический геолого-гидрогеологический разрез Нагутского месторождения углекислых минеральных вод: 1 — водонапорная серия плиоцен-голоценовых отложений; 2 — гидрогеологический комплекс эоценовых отложений; 3 — гидрогеологический комплекс отложений горячеключевской и абазинской свит верхнего палеоцена; 4 — гидрогеологический комплекс отложений эльбурганской свиты нижнего палеоцена; 5 — гидрогеологический комплекс верхнемеловых отложений; 6 — гидрогеологический комплекс апт-альбских отложений нижнего мела; 7 — объединенные гидрогеологические комплексы валанжин-берриасских и готерив-барремских отложений нижнего мела; 8 — гидрогеологический комплекс титонского яруса юры; 9 — тектонические нарушения; 10 — эксплуатационный участок или скважина на разрезе и его номер, под знаком — глубина скважины (м), синяя и черная стрелки и соответствующие ей цифры — а.о. уровня подземных вод при первичном опробовании (м) по горизонтам, зеленая стрелка и соответствующая ей цифра в числителе — а.о. уровня подземных вод на 2011 г. (м), в знаменателе — а.о. уровня подземных вод на 2022 г. (м), черная заливка — опробуемый интервал

Нагутское месторождение представляет собой мощный инжекционный мегакупол, внутри которого в сложном динамическом соотношении сформировались различные типы минеральных вод, составляющих единую гидродинамическую систему. Наиболее ценные из них приурочены к двум водоносным комплексам: карбонатному верхнемеловому и терригенному нижнемеловому (апт-альбскому).

Границы Нагутского месторождения выделены в 2011 г. в соответствии с особенностями неотектонической структуры и учитывают распространение углекислых минеральных вод. Площадь месторождения совпадает с площадью Ленгорской и Суркульско-Кумской антиклинальных складок, ограниченных разрывными нарушениями различного характера. Два его участка приурочены к названным выше складкам.

В настоящее время в распоряжении АО «МВС» находится 6 эксплуатационных скважин, в том числе две скважины, оборудованные на верхнемеловой водоносный комплекс, и четыре — на нижнемеловой. Одна скважина расположена на Ленгорском участке, остальные пять — на Суркульско-Кумском.

Ведется добыча минеральных вод «Нагутская-17» (полный аналог по газохимическому составу классического бренда «Ессентуки-17»),  «Нагутская-4» (аналог «Ессентуки-4»), «Нагутская-26» (аналог «Боржоми»), «Нагутская-56».

4. Сопоставление опытных выпусков, проведенных на разных этапах изучения Нагутского месторождения

Сопоставление опытных выпусков, проведенных на разных этапах изучения Нагутского месторождения, будет приведено на примере эксплуатационной скважины участка 7. Она была пробурена в 1974 г. глубиной 1502 м. Продуктивным является апт-альбский нижнемеловой комплекс. По завершении буровых работ был проведен недельный пробный выпуск, после которого скважина была законсервирована и в течение 10 лет никакие работы не проводились. Этой скважиной впервые для всего района Кавказских Минеральных  Вод были выведены углекислые гидрокарбонатные натриевые воды типа «Боржоми».

Наиболее информативные опытно-эксплуатационные выпуски по рассматриваемой скважине были проведены в 1983 г., 1998 г., 2006–2007 гг., 2009–2010 гг. и 2022 г. Приведем краткую гидродинамическую характеристику по каждому из опытов (табл. 1, рис. 3, 4).

Таблица 1. Данные о выпусках по эксплуатационной скважине участка 7 Нагутского месторождения

Рис. 3. Графики анализа данных выпусков 1983–2022 гг. по эксплуатационной скважине участка 7 Нагутского месторождения углекислых минеральных вод

Рис. 4. Прогноз приведенного понижения уровня по данным выпусков из эксплуатационной скважины участка 7 Нагутского месторождения углекислых минеральных вод: 1 — водоотбор 1983 г.; 2 — водоотбор 1998 г.; 3 — водоотбор 2006–2007 гг.; 4 — водоотбор 2009–2010 гг.; 5 — водоотбор 2022 г.; 6 — удельное понижение 1983 г.; 7 — удельное понижение 1998 г.; 8 — удельное понижение 2006–2007 гг.; 9 — удельное понижение 2009–2010 гг.; 10 — удельное понижение 2022 г.

Важно отметить, что химический и газовый состав минеральных вод, добываемых эксплуатационной скважиной 7, отличается  стабильностью в течение длительного периода времени и в данной статье не рассматривается. При эксплуатации, опытных работах и залповыхвыпусках качество выводимых скважиной минеральных вод лишь незначительно менялось в рамках установленных кондиций. Направленный тренд изменений отсутствовал.

Опытно-эксплуатационный выпуск в 1983 г. Первоначальный максимальный статический уровень, зафиксированный по скважине, составлял 726 м (напор над устьем 313 м). Общая продолжительность выпуска, составившая 72 суток, оказалась недостаточной для достижения стабилизации параметров опыта: дебит воды повышался от 430 до 475 м3/сут, при среднем отборе 460 м3/сут, на фоне снижения избыточного напора до 90 м в конце выпуска (понижение 223 м).

По результатам этого выпуска НТС ПГО «Севкавгеология» были апробированы эксплуатационные запасы минеральных вод типа «Боржоми» по кат. С₂ в количестве 430 м³/сут — в объеме дебита, зафиксированного на начальном этапе выпуска.

С 1987 г. по 1992 г. скважина снова была законсервирована. В середине 1992 г. был произведен кратковременный недельный пробный выпуск при полностью открытом устье со снижающимся дебитом от 820 до 730 м³/сут при избыточном напоре 1 м над устьем. После окончания выпуска скважина из-за негерметичности задвижки продолжала изливать. В 1993–1997 гг. скважиной выведено минеральной воды около 477 тыс. м³, что соответствует среднему водоотбору 260 м³/сут за указанный пятилетний период. Возможно, указанные  величины несколько занижены.

Опытно-эксплуатационный выпуск в 1998 г. После установки устьевой арматуры было проведено восстановление устьевого давления, которое составило 269 м, что на 44 м меньше, чем в 1983 г. Скорее всего, указанное снижение уровня связано с неуправляемым самоизливом в течение 5 лет. Выпуск со средним дебитом 260 м³/сут проводился в течение 169 суток. Устьевое давление постепенно снижалось. Стабилизация его на отметке 198 м (понижение 71 м) отмечена в течение последних 40 суток. После окончания выпуска напор практически восстановился в течение 20 суток, что свидетельствует о том, что водоотбор не превышал естественных ресурсов подземных вод.

Проведенный в 1998 г. выпуск показал возможность длительного отбора углекислых минеральных вод по скважине в количестве 260 м³/сут. По результатам работ были утверждены запасы по кат. В на срок 25 лет. Опытно-эксплуатационные выпуски 2006–2010 гг. За указанный период из скважины были проведены 2 выпуска, в 2006–2007 и 2009–2010 гг. Статические уровни перед началом работ находились на абсолютных отметках около 690 м. Первый выпуск можно разделить на три этапа. На первом этапе в течение 55 суток происходило практически постоянное увеличение расхода с 240 до 330 м³/сут. В дальнейшем удалось стабилизировать дебит на уровне 240 м³/сут (38 суток) и 330 м³/сут (147 суток). Выпуск 2009–2010 гг. проходил со средним дебитом 270 м³/сут в течение 70 дней.

Необходимо отметить, что при выпуске с расходом 330 м³/сут последние три месяца опыта наблюдались признаки стабилизации уровня (напор 159 м, понижение 116 м). При проведении остальных выпусков скорость снижения напора к концу опытов была незначительной. Дебиту 240 м³/сут соответствует избыточный напор 199 м (понижение 76 м), а дебиту 270 м³/сут — 186 м (понижение 96 м). После  окончания работ наблюдалось практически полное восстановление уровня.

По результатам выпусков 2006–2010 гг. величина запасов, принятая в 1998 г. в количестве 260 м³/сут по кат. В, осталась без изменений. Однако в связи с введением IV группы сложности и изменением требований к изученности запасов, они были отнесены к кат. С₁ без изменения срока утверждения.

С 2010 г. по настоящее время скважина эксплуатируется в неравномерном, прерывистом внутрисуточном режиме водоотбора. Среднегодовой водоотбор по скважине постепенно увеличивается с 20 м³/сут в 2014 г. до 160 м³/сут в 2022 г., а во второй половине 2022 г. составил 200 м³/сут (рис. 3). В начале января 2022 г., когда скважина несколько дней не работала, зафиксирован статический уровень на абсолютной отметке 680 м (напор 266 м); это значение принято за начальное для современных выпусков.

Опытно-эксплуатационный выпуск 2022 г. был проведен на двух ступенях дебита 270 м³/сут и 310 м³/сут. Продолжительность ступеней 17–18 суток. В связи с их кратковременностью стабилизация была не достигнута. На конец первой ступени уровень фиксировался на абсолютной отметке 598 м (напор 185 м, понижение 82 м), второй ступени — 578 (напор 164 м, понижение 102 м).

За всю историю эксплуатации (1974–2022 гг.) скважиной участка 7 добыто более 1000 тыс. м³ минеральной воды. Около половины от указанной величины (477 тыс. м³ или более) было выведено в результате неконтролируемого аварийного самоизлива в 1993–1997 гг. На последние 12 лет (2011–2022 гг.) приходится 293 тыс. м³, в том числе 260 тыс. м³ в период 2016–2022 гг. (7 лет).

Статический уровень в результате эксплуатации и проведения выпусков в период 1983–2022 гг. снизился на 46 м (с 726 до 680 м). Основное снижение уровня (44 м) отмечается в результате аварийного самоизлива 1993–1997 гг., уровень залегал на а.о. 683 м, что в целом близко современному положению статического уровня (680 м).

В течение 12 лет (1998–2010 гг.) наблюдалось восстановление уровня до 696 м (13 м) при среднем отборе за период 22 м3/сут. Увеличение водоотбора в последующие 12 лет (2011–2022 гг.) привело к снижению статического уровня на 16 м. В настоящий момент избыточный напор на устье скважины составляет 266 м (абсолютная отметка 680 м).

Анализ графика S/Q-t показывает (рис. 3), что в 1998–2022 гг. отношение S/Q составляло 0,27–0,37 м/м³/сут, что при чувствительности измерения давлений и дебитов может рассматриваться как близкие величины. Это свидетельствует о стабильности эксплуатационных характеристик скважины участка 7 в указанный временной период.

Удовлетворительное техническое состояние скважины и ее пригодность для эксплуатации с целью добычи минеральной воды были подтверждены в 2022 г. при проведении обширного комплекса скважинных геофизических исследований (ГИС). Учитывая длительность эксплуатации скважинного фонда на месторождениях углекислых минеральных вод региона КМВ, оценка их технического состояния методами ГИС является важным элементом переоценки запасов.

Таким образом, по скважине участка 7 представительные данные получены при проведении пяти опытных выпусков (рис. 4, табл. 2): в 1983 г., 1998 г., 2006–2007 гг., 2009–2010 гг. и 2022 г. Средний отбор в 1983 г. составлял 460 м³/сут, для остальных выпусков он изменялся в интервале 260–330 м³/сут. Наиболее длительные выпуски (1998 г. и 2006–2007 гг.) имеют явные признаки стабилизации на заключительных отрезках опытов. В 2006–2007 гг. стабилизация уровня наблюдалась на протяжении почти 3-х месяцев, приблизительно со 130 суток опыта величина S/Q составляла 0,35 м/м³/сут при расходе 330 м³/сут, понижении 116 м и напоре 159 м. При проведении выпуска в 2022 г. стабилизация уровня, ввиду меньшей его длительности, отсутствовала.

Для всех пяти выпусков на графиках временного прослеживания (рис. 4) четко выделяются прямолинейные отрезки нестационарного режима. При этом для 1983 г. и 1998 г. можно выделить по одному участку, для остальных — по два участка. Для выпусков 2006–2007 гг., 2009–2010 гг. и 2022 гг. прямолинейные зависимости построены для участков с наибольшим угловым коэффициентом, т.е. показывающие наибольшее прогнозное снижение уровня.

Согласно выполненным расчетам, по данным выпуска 1983 г. при расходе 460 м³/сут на момент окончания расчетного срока получено значение S/Q = 0,68 м/м³/сут и максимальное снижение уровня более 310 м, чему соответствует отрицательная величина напора над устьем (табл. 2). Для 1998 г. S/Q = 0,38 м/м³/сут. Эти два наиболее ранних выпуска существенно отличаются от последующих. Возможно, газовая составляющая оказала влияние при определении статических уровней. Для остальных же опытов S/Q изменяется в узком диапазоне 0,57–0,61 м/м³/сут, напор над устьем составляет от 80 до 100 м и более.

Таблица 2. Сводные данные расчетов собственного прогнозного понижения уровня в скважине участка 7 гидравлическим методом

В авторском варианте подсчета по эксплуатационному участку 7 были оценены запасы в количестве 330 м³/сут, они обоснованы расходом третьей ступени выпуска 2006–2007 гг. (стационарный режим). Соответствующее понижение в скважине — 116 м. В общем количестве на десятилетний срок были выделены запасы кат. С₁ — 270 м³/сут, подтвержденные материалами выпусков 2009–2010 гг. и 2022 гг. Запасы кат. С₂ были определены по разности между общей величиной и запасами кат. С₁ и составляют 60 м³/сут. Однако экспертиза сочла необходимым исключить запасы кат. С₂ как недостаточно обоснованные, поскольку дебит 330 м³/сут в 2022 г. не был достигнут, а опыт был завершен при нестационарном режиме. На десятилетний срок были утверждены запасы кат. С₁ в количестве 270 м³/сут.

5. Выводы

1. Проведение выпусков длительностью 1–1,5 г. и более, практиковавшихся для месторождений углекислых минеральных вод с середины XX в., не приводит к достижению достоверности выполняемых прогнозов, соответствующей запасам кат. А и В. В связи с этим была выделена IV группа сложности, где запасы оцениваются по кат. С₂ (по данным опытных работ) и С₁ (по результатам опытно-промышленной разработки), что требует внесения соответствующих изменений в методику работ.

На месторождениях региона КМВ оптимальная продолжительность выпуска для оценки запасов по кат. С₂ составляет 1 месяц и кат. С₁ – 3–6 месяцев при наличии представительных материалов ранее проведенных более длительных выпусков.

Время выхода на квазистационарный режим составляет, как правило, 10–15 суток. Продолжительность такого режима, достаточная для выполнения прогнозного расчета гидравлическим методом, не превышает 1–2 месяцев.

2. Основным для оценки запасов углекислых минеральных вод (при условии стабильности газохимического состава) является гидравлический расчет по величине достигнутого при опытном выпуске расхода и соответствующего ему понижения уровней (при стационарном режиме или при экстраполяции достигнутого тренда изменений уровня на срок прогнозирования).

Для месторождений региона КМВ методика переоценки запасов базируется на сопоставлении и анализе результатов всех опытно-эксплуатационных и опытных выпусков, а также данных мониторинга за весь предшествующий период изучения и эксплуатации месторождения.

Переоценка запасов Нагутского месторождения углекислых минеральных вод была выполнена путем совместного рассмотрения результатов одиночных выпусков продолжительностью 1–5 месяцев, проведенных в 2022 г.; выпусков продолжительностью 1–20 месяцев, проведенных в предшествующие периоды изучения месторождения и оценки запасов.

3. Совместная обработка результатов выпусков в 2022 г., с ранее проведенными более длительными, проводится путем расчета удельного понижения S/Q и построения графиков S÷lgt экстраполяции полученных трендов при неустановившемся режиме и расчетных значений при стационарном, а также их сравнения в соответствующие временные интервалы. На основе сопоставления удельных понижений уровня за весь период изучения и эксплуатации решается вопрос о правомерности и достаточности использования результатов менее длительных одиночных выпусков 2022 г.

4. При проведении геологической экспертизы отчетных материалов выявились значительные расхождения в представлениях специалистов о требованиях к результатам опытных работ, обосновывающих запасы (к продолжительности выпусков, достижению стационарного режима, использованию ранее полученных материалов и др.), обусловленные отсутствием четких указаний в «Методических рекомендациях по применению Классификации…».

В связи с этим коллективом авторов были подготовлены Методические рекомендации «Основные принципы проведения геологоразведочных работ и оценки запасов углекислых минеральных вод (на примере месторождений региона КМВ)» (с текстом можно ознакомиться на сайте компании ГИДЭК (hydec.ru в разделе «Библиотека ГИДЭК» на странице «Проекты документов»)).

ЛИТЕРАТУРА

1. Боревский, Б.В. Оценка запасов углекислых минеральных вод крупных месторождений IV группы сложности при совмещении гидравлического метода и математического моделирования / Б.В. Боревский, В.Ю. Абрамов, Г.Е. Ершов, А.Л. Язвин // Недропользование XXI век. — 2019. — № 8. — C. 64–73.

2. Боревский, Б.В. Основные принципы разработки новой «Классификации эксплуатационных запасов и прогнозных эксплуатационных ресурсов подземных вод» / Б.В. Боревский, Л.В. Боревский, Л.С. Язвин // Разведка и охрана недр. — 2003. — № 10. — С. 2–10.

3. Боревский, Б.В. Анализ данных многолетнего мониторинга Боржомского месторождения углекислых минеральных вод для обоснования современной схемы его эксплуатации / Б.В. Боревский, И.Н. Секерина, А.Л. Язвин // Разведка и охрана недр. — 2020. — № 5. — С. 33–43.

4. Вартанян, Г.С. Поиски, разведка и оценка эксплуатационных запасов месторождений минеральных вод (методическое руководство) / Г.С. Вартанян, Л.А. Яроцкий. — М.: «Недра», 1972. — 127 с.

5. Инструкция по применению классификации эксплуатационных запасов подземных вод к месторождениям лечебных минеральных вод, 1984.

6. Классификация запасов и прогнозных ресурсов питьевых, технических и минеральных подземных вод. — М., 2007.

© Боревский Б.В., Секерина И.Н., Язвин А.Л., 2025

• < Назад
• Вперёд >