Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Формирование подземных вод Красноленинского свода

ВАК РФ 25.00.07, Гидрогеология

Автореферат диссертации по теме "Формирование подземных вод Красноленинского свода"

005054756

На правах рукописи

Абдрашитова Римма Наильевна

ФОРМИРОВАНИЕ ПОДЗЕМНЫХ ВОД КРАСНОЛЕНИНСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО РАЙОНА ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО МЕГАБАССЕЙНА

Специальность 25.00.07 - Гидрогеология

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

1 5 НОЯ 2012

Тюмень - 2012

005054756

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ).

Научный руководитель: Матусевич Владимир Михайлович, доктор

геолого-минералогических наук, профессор, заслуженный деятель науки и техники РФ, ТюмГНГУ, профессор кафедры геологии месторождений нефти и газа

Официальные оппоненты: Абукова Лейла Азретовна, доктор геолого-

минералогических наук, профессор, заведующий лабораторией нефтегазовой гидрогеологии Института проблем нефти и газа Российской академии наук, профессор Российского государственного университета нефти и газа им. И.М.Губкина

Плавник Андрей Гарьевич, кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник Западно-Сибирского филиала Института нефтегазовой геологии и геофизики им. A.A. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук

Ведущая организация: Автономное учреждение ХМАО-Югры

«Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана»

Защита диссертации состоится 30 ноября 2012 года в 14 часов 00 минут на заседании диссертационного совета Д 212.273.05 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского 56, Институт геологии и нефтегазодобычи, аудитория 113.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ, по адресу: 625039, г.Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Отзывы, заверенные печатью учреждения в 2-х экземплярах, просим направлять по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 56, ученому секретарю диссертационного совета. Факс - 8(3452) 46-30-10, e-mail: t_v_semenova@list.ru

Автореферат разослан 27 октября 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, ^-УЧ

кандидат геолого-минералогических наук, доцент СгмМ - Т. В. Семенова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Выявление закономерностей формирования подземных вод -главная теоретическая проблема современной гидрогеологии, которая подразделяется на две части: 1) формирование водных ресурсов и 2) формирование вещественного состава подземных вод. Особенности формирования подземных вод Красноленинского нефтегазоносного района (НГР) Западно-Сибирского мегабассейна (ЗСМБ) связаны с его уникальным геологическим строением: 1) близким расположением к Восточно-Уральскому краевому шву с многочисленными разрывными нарушениями, обусловившим пластово-блоковое строение и специфику химического состава и гидрогеодинамической обстановки нижне-среднеюрского гидрогеологического комплекса; 2) наличием мощной (до 700 м) толщи исключительно глинистых осадков фроловской свиты в составе меловых отложений, определившей элизионный водообмен. Отмеченные особенности играют ключевую роль в процессах нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

Цель работы - разработка геодинамической концепции формирования подземных вод Красноленинского НГР, их связи с нефтегазообразованием и нефтегазонакоплением.

Объектом исследований являются апт-альб-сеноманский и нижне-среднеюрский гидрогеологические комплексы Красноленинского НГР.

Основные задачи исследований.

1. Определение основных факторов формирования подземных вод Красноленинского НГР.

2. Выявление закономерностей формирования гидрогеохимического и гидрогеодинамического полей.

3. Оценка влияния элизионных вод и глубинных флюидов на гидрогеологические условия апт-альб-сеноманского и нижне-среднеюрского комплексов.

4. Установление основных направлений движения подземных вод глубоких горизонтов Красноленинского НГР и их связи с нефтегазоносностью.

Фактический материал. Получен автором при обработке геологических, гидрогеологических и геофизических материалов по разведочным скважинам, пробуренным различными организациями в рассматриваемом районе (1987-2002 гг.); в работе использованы стратиграфические разбивки (более 500 скважин), каротажные диаграммы разведочных скважин (более 100 скважин), структурные карты, анализы пластовых вод (более 200 результатов анализов подземных вод юрских отложений и 55 - апт-альб-сеноманских), результаты опробования глубоких скважин, взятые из актов испытаний, на период до начала эксплуатации (интервалы опробования с геологической привязкой, пластовые давления, температуры - 165 актов), а также различные фондовые и опубликованные материалы. Произведена тщательная отбраковка всех имеющихся гидрогеохимических данных с учетом актов испытаний скважин. В дополнение к данным автора привлекался материал по составу подземных вод и пород Приуральской области В.М. Матусевича, Ю.К. Смоленцева, Р.Г. Прокопьевой, С.С. Палкина, И.Н. Ушатинского, О.М. Гарипова, А.Е. Лукина, А.Г. Мухер, А.Р. Курчикова и других исследователей.

Личный вклад.

• Получены результаты комплексного изучения процессов формирования подземных вод Красноленинского ИГР: произведена оценка влияния палеогеографических условий на формирование гидрогеохимического и гидрогеодинамического полей мезозойского гидрогеологического бассейна; составлены карты-схемы поля минерализации вод и смены кратности элизионных вод для апт-альб-сеноманского и нижне-среднеюрского гидрогеологического комплексов и карты-схемы приведенных пластовых давлений с аномалиями химического состава; составлен региональный гидрогеодинамический профиль.

• Проведен детальный палеогидрогеодинамический и палеогидрогеохимический анализ.

• Составлены графики распределения макро- и микрокомпонентов по глубине, отражающие специфику формирования подземных вод.

• На основе новых фактических материалов проведена оценка влияния Восточно-Уральской питающей провинции на состав поверхностных вод, вод олигоцен-четвертичного и юрского гидрогеологических комплексов.

• Обработан и систематизирован обширный материал результатов исследований отечественных и зарубежных ученых по составу, структуре связанных вод и их значимости в процессах нефтегазообразования.

• Выполнен анализ сейсмической информации с точки зрения связи разрывных нарушений с участками аномальных значений параметров гидрогеохимического, гидрогеодинамического и гидрогеотемпературных полей.

Научная новизна.

• Детализирована схема водонапорных систем и геодинамической эволюции ЗСМБ (по В.М. Матусевичу и др., 1986, 2005 гг.) для Приуральского района. Обоснована роль в формировании подземных вод Красноленинского ИГР динамически напряженных зон (ДНЗ) (являющихся каналами вертикальных флюидоперетоков или гидродинамическими экранами) и фроловского барьера (послужившего источником значительного количества элизионных вод и своеобразной «покрышкой», сохраняющей закрытую гидрогеологическую систему в нижне-среднеюрском гидрогеологическом комплексе). Выявлено, что поступление элизионных вод привело к трансформации первоначально захороненных седиментационных вод, увеличению их щелочности и агрессивности, активизации процесса нефтегазообразования, что подтверждается новым фактическим материалом. Глубинные флюиды, имеющие повышенную температуру и поступающие главным образом в нижне-среднеюрский гидрогеологический комплекс по ДНЗ, также способствовали изменению состава вод, формированию гидрогеохимических аномалий и термобарических условий, благоприятных для нефтегазообразования.

• Установлено, что процесс формирования подземных вод можно рассматривать как двуединую модель, связанную с пликативной тектоникой (сопровождающей прогрессивный осадочный литогенез) и преобладанием тектонических факторов на более поздних этапах развития бассейна (формирование ДНЗ). С этих позиций

разработаны модели формирования подземных вод нижне-среднеюрского и апт-альб-сеноманского гидрогеологических комплексов, таксономия геофлюидальной системы Красноленинского НГР.

• На основе геодинамических данных произведено обоснование природы аномалий ионно-солевого состава, контрастности структуры гидрогеотемпературного (чередование участков с резко повышенными температурами и менее прогретых участков на одних и тех же глубинах) и гидрогеодинамического полей (отсутствие постепенного перехода от зон пьезомаксимумов к пьезоминимумам: перепады давлений на соседних участках достигают 5-9 МПа).

• Установлено; что в составе микроэлементов в природных водах района исследований глубоких горизонтов (юра) присутствуют микроэлементы из обломочного материала, поступающего с Урала.

• Выявлены зоны возможного поступления глубинных флюидов.

Защищаемые положения.

• Формирование подземных вод Красноленинского НГР определяется влиянием питающей провинции - Восточного склона Урала с соответствующими структурно-металлогеническими зонами, литогенетическими процессами, наличием фроловского (глинистого) барьера и ДНЗ - каналов вертикальной миграции флюидов.

• Роль ДНЗ, как каналов вертикальных флюидоперетоков, по мере приближения к фундаменту и Восточно-Уральскому краевому шву усиливается в связи с переформированием пластово-поровых коллекторов в трещинные, локализованные вдоль ДНЗ. На современном этапе развития мезозойского гидрогеологического бассейна Красноленинского НГР характерен литостатический тип водонапорной системы с ярко выраженными элементами геодинамического в низах осадочного чехла и в фундаменте (по A.A. Карцеву, С.Б. Вагину, В.М. Матусевичу).

• Направление движения элизионных вод в региональном плане определяется перепадом пластовых давлений от зон пьезомаксимумов к зонам пьезоминимумов палеогидрогеодинамического поля в восточном направлении в сторону наиболее нефтенасыщенной части ЗСМБ; при этом пьезомаксимумы представляются как зоны нефтегазообразования, а пьезоминимумы - нефтегазонакопления.

Практическая ценность. Выявленные закономерности формирования подземных вод глубоких горизонтов Красноленинского НГР отражают процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления, и могут быть использованы при региональном, зональном и локальном прогнозах нефтегазоносности, а также при выявлении «пропущенных» залежей (по В.М. Матусевичу, A.B. Рылькову, 2009).

Являясь преподавателем ТюмГНГУ, автор на протяжении последних лет широко использует результаты диссертационных исследований в учебном процессе.

Реализация работы. Автор является соисполнителем темы, выполняемой в рамках тематического плана Министерства образования и науки РФ 1.5.01.01 (§53) «Создание концепции геодинамической эволюции гидрогеологических нефтегазоносных бассейнов» и проекта «Массоперенос вещества и энергии в геофлюидальных системах нефтегазоносных бассейнов», выполняемого в рамках

научно-технической программы «Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники», подпрограмма «Топливо и энергетика». Результаты работы использовались при реализации гранта по поддержке научно-исследовательской работы молодых ученых ТюмГНГУ.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы доложены на XIX Всероссийском совещании по подземным водам Сибири и Дальнего Востока (г. Тюмень, 2009г.), Всероссийских научных и научно-практических конференциях: «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» (г. Тюмень, 2009г.), «Новые технологии - нефтегазовому региону» (г. Тюмень, 2010г.), «Трофимуковские чтения - 2011» (г. Новосибирск, 2011г.), «Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа» (Москва, Институт проблем нефти и газа РАН РФ, 2011г.), «Современные проблемы гидрогеологии, инженерной геологии и геоэкологии Урала и сопредельных территорий» (г. Екатеринбург, УГГУ, 2011г.), «Проблемы гидрогеологии, инженерной геологии и геоэкологии» (г. Томск, 2010г.), V Международной научной конференции «Молодые - наукам о Земле» (Москва, РГГРУ, 2010г.), XIV, XV Международных научных конференциях «Ломоносов» (Москва, МГУ им. М.В. Ломоносова, 2010г., 2011г.), Международной конференции «Современная гидрогеология нефти и газа» (Москва, ИПНГ РАН РФ, 2010 г.).

Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в 26 статьях: три из них — в журнале «Известия вузов. Нефть и газ», профильного по списку ВАК РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованных источников (134 наименования). Работа изложена на 193 страницах машинописного текста, содержит 54 рисунка и 14 таблиц.

Диссертационная работа выполнена под руководством д.г.-м.н., профессора, заслуженного деятеля науки и техники РФ В.М. Матусевича, которому автор выражает свою глубокую благодарность за постоянное внимание, поддержку и ценные рекомендации.

Автор искренне признателен чл.-корр. РАН, д.г.-м.н., профессору, заведующему кафедрой геологии месторождений нефти и газа ТюмГНГУ А.Р. Курчикову, преподавателям и сотрудникам кафедры за всестороннюю помощь и поддержку на всех этапах работы.

Важную роль сыграли рекомендации и помощь в подготовке материалов исследований д.г.-м.н., профессора В.А. Всеволожского, к.г.-м.н. Т.А. Киреевой, к.г.-м.н. Ю.В. Васильева, О.С. Мартынова, д.г.-м.н., профессора В.А. Корнева, к.г.-м.н. В.А. Волкова, им автор выражает искреннюю благодарность.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

ГЛАВА 1. Основные факторы и процессы формирования подземных вод глубоких нефтегазоносных горизонтов Западно-Сибирского мегабассейна

Рассмотрены основные закономерности формирования подземных вод ЗСМБ на основе нового методологического подхода в нефтегазовой гидрогеологии, который

плодотворно на протяжении многих лет развивается в трудах А.А. Карцева, С.Б. Вагина, В.М. Матусевича, В.И. Дюнина, В.А. Всеволожского и других. Сущность новой методологии - геодинамический подход к решению вопросов формирования подземных вод - главной проблемы современной гидрогеологии. В последние годы геодинамический подход обогатился получением новых данных (в том числе аэрокосмических материалов) по выявлению и картированию ДНЗ, являющихся путями вертикальных флюидоперетоков, что значительно пополняет наши знания о глубоких горизонтах земной коры и характере движения флюидов.

Облик подземных вод Красноленинского НГР сформировался в ходе эволюционного геодинамического развития мегабассейна. Основными формирующими его факторами можно считать литогенетические процессы, влияние питающей провинции - восточного склона Урала, функционирование ДНЗ и нефтегазообразование. Палеогеографическая основа дала возможность оценить первоначальный состав седиментационных вод. Величина минерализации подземных вод в нижне-среднеюрское время не превышала 10 г/л - максимальной минерализации гидрокарбонатного и сульфатного типов вод. При встрече морского и континентального фронтов в средней юре сформировался щелочной геохимический барьер, обусловленный резкой сменой рН от нейтрального в пределах континента до щелочного в морской воде (рН > 8). Маломинерализованные пресные седиментационные воды были вытеснены морскими, а затем отжимающимися элизионными водами. Параллельно формировались зоны обогащения тонкодисперсным материалом, а вместе с тем и различными тяжелыми металлами. Морские условия осадконакопления в районе исследований сохранялись в неокомское время. В апт-альб-сеноманскую эпоху территорию занимало море и мелкая часть шельфа.

Уральское обрамление, к которому примыкает район исследований, характеризуется структурно-металлогеническими зонами начальных и ранних этапов развития (П, Си, Сг, Р, Мо, Аи, № и др.), гранат-ильменит-кварцевой ассоциацией минералов с переменным количеством рутила, турмалина и циркона по Ю.А. Билибину (1955). При сопоставлении концентраций некоторых микроэлементов в различных районах ЗСМБ в поверхностных водотоках и подземных водах, район исследований выделяется резко повышенными концентрациями РЬ, Си, Zn, И, № (таблица). В комплексах микроэлементов в природных водах находит отражение сложная минерализация Урала, где особенно резко выделяются содержания N1 и Т1, характерных для ультраосновных пород, и Си, как отражение медно-колчеданной минерализации. Повышенное содержание этих металлов нельзя связывать с их миграцией в водорастворенном состоянии от Уральского обрамления. Как показано В.М. Матусевичем (1976), механическая денудация и транспортировка материала водами происходят при наличии продолжающегося химического выветривания самих обломков пород по мере удаления от материнских источников. Увеличение концентраций микроэлементов с глубиной можно объяснить большим временем соприкосновения вод с минеральной частью пород.

Среднее содержание микроэлементов (мкг/л) в поверхностных водотоках, в водах олигоцен-четвертичного и юрского комплексов различных районов ЗСМБ

(по В.М. Матусевичу, 1976, Ю.К. Смоленцеву, 1996, А.Е. Лукину, О.М. Гарипову, 1994,

Р.Н. Абдрашитовой, 2012)

Элемент Поверхностные водотоки Воды олигоцен-четвертичного комплекса Воды нижне-среднеюрс кого комплекса

Район ЗСМБ Район ЗСМБ

В п Ц ЮЗ В П Ц ЮЗ П

РЬ 0,6 0,75 0,60 0,12 0,30 0,40 0,99 0,40 Не опр.

Си 1,12 4,20 0,90 1,60 1,50 6,70 4,50 2,90 112,20

Ъа 20,00 29,00 6,90 2,20 18,70 26,70 33,30 5,90 Не опр.

Ті 10,30 14,20 3,10 5,20 2,52 11,60 6,40 3,30 450,00

N1 1,80 3,30 Следы 3,10 0,80 24,00 14,00 14,00 30,00

Примечание. Районы ЗСМБ: В - Восточный, П - Приуральский, Ц - Центральный, ЮЗ - Юго-западный.

Интересен факт скачка концентраций микроэлементов в подземных водах изучаемого района на глубине 1000-1500 м, что связано с наступлением главной стадии нефтеобразования. Причем такой скачок в районе исследований происходит на значительно меньшей глубине, чем в Нижневартовском (1500 - 2000 м) и Сургутском (2000-2500 м) районах, что обусловлено повышенным тепловым потоком вблизи Восточно-Уральского краевого шва.

Показано, что наиболее масштабное перераспределение вещества в толщах ЗСМБ связано с отжатием седиментационных вод из глин в песчаники. В процессах формирования подземных вод глубоких нефтегазоносных горизонтов и в процессах нефтегазообразования - нефтегазонакопления важную роль играют ДНЗ, которые могут являться путями миграции глубинных флюидов или непроницаемыми границами блоков осадочного чехла и фундамента.

ГЛАВА 2. Особенности геологического строения района исследований

Отмечен ряд особенностей геологического строения территории, определяющий специфику формирования подземных вод территории. Первая из них связана со строением доюрского основания Красноленинского ИГР. Изучаемая территория находится в зоне сопряжения систем разломов различной направленности, что определяет сложное тектоно-структурное строение пород доюрского комплекса. Ядерные части Красноленинского свода представлены двумя комплексами: нижним комплексом гнейсов и кристаллических сланцев и верхним комплексом

метаморфических сланцев, часто графитистых. В разрезе осадочного чехла выделяются три мегацикла: триас-аптский, апт-олигоценовый и олигоцен-четвертичный.

На геодинамические условия района исследований большое влияние оказал Восточно-Уральский краевой шов, являющийся активной окраиной континента с широким развитием субширотных линеаментов, дуговых и кольцевых элементов, задуговых бассейнов. Доминируют разломы субуральского простирания. Вторая особенность связана с исключительно глинистым составом фроловской свиты меловых отложений, мощностью 600 - 750 м (так называемый «фроловский барьер»), в Краснолениском НГР были созданы исключительные условия для процессов уплотнения глинистых пород.

Нефтегазоносность связана с образованиями коры выветривания палеозоя и докембрия, отложениями базального слоя юры, шеркалинской (пласты ЮК|0 и КЖц), тюменской (пласты ЮК2-9), баженовской (пласт ЮК0), викуловской свит (пласты ВК1.3) и с кровельной частью фроловской (пласты АК|) свиты.

ГЛАВА 3. Особенности гидрогеологических и гидрогеотермических условий района исследований

Гидрогеологическая стратификация представляется в виде трех гидрогеологических бассейнов (палеозойского, мезозойского и кайнозойского) и семи самостоятельных гидрогеологических комплексов: олигоцен-четвертичного, турон-олигоценового, апт-альб-сеноманского, неокомского, верхнеюрского, нижне-среднеюрского, триас-палеозойского (по В.М. Матусевичу, 1998). В районе исследований проявляется одна из крупных геогидродинамических аномалий ЗСМБ. Обширные поля с водонапорными системами депрессионного типа в юрских отложениях, вероятнее всего, сформировались в результате частичной разгрузки вод в приразломные зоны фундамента по каналам ДНЗ. Нарушение нормального распределения напоров также является результатом элизионного водообмена, отжатия огромного количества седиментационных вод из глинистых осадков фроловского барьера, которое происходило вниз - в коллекторы юрского возраста, и вверх - в водопроницаемые породы апта.

В районе исследований установлены широкие масштабы вертикальной миграции глубинных флюидов по палинологическим данным, наличию аутигенного минералообразования и гидротермальной переработки пород юрского возраста. Наиболее активные преобразования пород юрского возраста происходят в пределах ДНЗ.

Согласно районированию по плотности теплового потока (А.Р. Курчиков, Б.П. Ставицкий, 1987) район исследований относится к VI области со средней величиной теплового потока - 67 мВт/м2. Главной отличительной чертой гидрогеотермического поля является наличие жестких геотермических условий. Так, на глубине 1,4 -1,5 км по Ем-Еговской, Ингинской, Пальяновской площадям установлены температуры от 60 до 70 °С, что не наблюдается почти ни в одной другой части Западной Сибири. В меловых отложениях района зафиксированы повышенные значения геотермического градиента -

4,6 °С/100 м. Повышенные температуры фиксируются и в нижних частях разреза: на глубине 2,5 км они, как правило, выше 120 °С.

На основаннн вышеизложенных данных сформулировано первое защищаемое положение.

ГЛАВА 4. Формирование подземных вод нижне-среднеюрского и апт-альб-сеноманского гидрогеологических комплексов Красноленинского НГР

Гидрогеодинамические и гидрогеохимические аспекты формирования подземных вод нижне-среднеюрского комплекса рассмотрены на примере Талинского месторождения нефти. Подземные воды имеют гидрокарбонатно-хлоридный натриевый или хлоридный натриевый состав. Тип вод по В.А. Сулину - гидрокарбонатно-натриевый. Интервал изменения величины минерализации колеблется в широких пределах от 2-3 до 14-16 г/л. Фоновая минерализация подземных вод рассматриваемого комплекса Красноленинского свода - 8-9 г/л. Участки, где отмечено значительное понижение минерализации по отношению к фоновому значению выделены как зоны аномалий ионно-солевого состава вод (для удобства описания использованы буквы: А, Б, В, Г) (рис.1, а).

В работе Л.И. Флеровой (1966) приводятся результаты отпрессовывания растворов из глинистых отложений Западной Сибири по методу П.А. Крюкова. Состав поровых растворов изучался по двум районам центральной части ЗСМБ, образцы были отобраны с глубин 1600-1900 м и 2200-2400 м. Определили, что для отжатых поровых растворов минерализация колеблется в пределах от 5,3 до 11 г/л. Эти данные находятся в соответствие с результатами экспериментальных исследований других авторов (Ф.Н. Зосимов, 1995 и др.). Если перенести полученные Л.И. Флеровой результаты на объект исследований, и предположить смешение захороненных седиментационных вод нижне-среднеюрского комплекса и элизионных вод с минерализацией от 5,3 до 11 г/л, то возникновение аномалий А, Б, В, Г только с учетом поступления элизионных вод и палеогеографических условий их формирования не находит объяснения. Однако аномалиям Б, В, Г соответствуют наибольшие палеотолщины разуплотненных глинистых отложений.

На рис. 1 (а) приведена карта-схема (приведенных к отметке 2700 м) пластовых давлений в нижнеюрских отложениях с аномалиями ионно-солевого состава. Последние имеют прямую генетическую связь со структурой гидродинамического поля.

Структура гидрогеодинамического поля крайне неоднородна, но преобладают догидростатические давления. Дефицит пластовых давлений в среднем составляет 1,6 МПа. Сверхгидростатические пластовые давления (СГПД) наблюдаются на локальных участках (превышение достигает 1 МПа).

Применительно к району исследований принципиальная модель формирования подземных вод нижне-среднеюрского комплекса представляется нам в следующем виде (см. рис.1, б).

Крупные разломы

Границы блоков фундамента

- разломы фундамента;

разрывные нарушения осадочного чехла

Направления движения подземных вод:

- элизионных вод (палеонаправления);

- седиментационных "захороненных" вод;

- глубинных флюидов.

Т2

Участки

новоминералообразования.

Рис. 1. Карта-схема приведенных пластовых давлений нижнеюрских отложений с аномалиями ионно-солевого состава (а) и принципиальная модель формирования подземных вод нижне-среднеюрского гидрогеологического комплекса (б) (Р.Н. Абдрашитова. 2011)

Крупные разломы, осложняющие строение фундамента и низов орточехла

Градация приведенных пластовых давлений, МПа

..... изолинии приведенных

пластовых давлении

основные направления горизонтальных градиентов приведенных пластовых давлений

К модели Динамически напряженные зоны:

8.91

Условные обозначения К карте:

. - современная минерализация подземных вод

нижне-среднеюрского гидрогеологического комплекса, г/л

4,3

- зона аномалии ионно-солевого состава подземных вод

Границы и разломы Границы геоблоков земной коры

Подземные воды нижне-среднеюрского гидрогеологического комплекса представляют результат смешения первоначальных «захороненных» седиментационных вод, элизионных вод и глубинных флюидов, вероятно периодически поступающих из фундамента. Общую картину направлений потоков подземных вод различного генезиса во многом определяют ДНЗ. В юрские коллекторы из глин неокомского возраста (фроловского барьера) под действием возрастающей геостатической нагрузки было отжато значительное количество элизионных вод.

Формирование, существование и движение подземных вод района исследований не противоречит пульсационно - флюидогеотермодинамической модели формирования глубоких флюидов (В.И. Дюнин, 2000), геофлюидодинамической модели сопряженного нисходяще-восходящего массопереноса (JI. А. Абукова, 2001).

Ф.Н. Зосимовым (1995) на основании экспериментальных данных, в том числе и по Талинскому месторождению, сделан вывод, что в отжатых водах на фоне снижения общей минерализации и концентрации ионов Na+ и СГ растет содержание ионов Са2+, Mg2+, НС03+ и S042". Закономерности изменения концентрации ионов Na+, СГ, Са2+ и Mg2+, с учетом основного нисходящего направления оттока элизионных вод от фроловского барьера вниз, в юрские коллекторы, полученные автором, подтверждают экспериментальные данные Ф.Н. Зосимова.

Соотношение концентраций бора и брома, согласно последним исследованиям Т.А. Киреевой и В.А. Всеволожского (2009, 2010), указывает на глубинный генезис вод. Установлено, что значения В/Вг - коэффициента, приближающиеся к 1 или превышающие эти значения, должны свидетельствовать о резком увеличении температуры питающего раствора, то есть о поступлении высокотемпературных глубинных флюидов. Растворимость соединений бора, в отличие от соединений брома, резко увеличивается с повышением температуры.

В подземных водах нижне-среднеюрского гидрогеологического комплекса Талинского месторождения среднее значение В/Вг - коэффициента составляет 0,57 (максимальное 4,75). При этом источником бора не являются глины юрского комплекса, где его концентрация колеблется от 0,006 до 0,016% (А.Г. Мухер, 1981). Повышенное значение В/Вг - коэффициента в подземных водах можно объяснить внедрением глубинных флюидов с повышенной температурой. В/Вг - коэффициент растет с уменьшением минерализации раствора (рис.2).

При совмещении сейсмических профилей юрских отложений (с выделенными разрывными нарушениями) и гидрогеохимической информации в пределах Песчаной, Инжегорской, Поснокорской и других площадей свода установлено, что значения В/Вг -коэффициента, достигающие 1,5, приурочены к участкам, находящимся на расстоянии не более 3 км от разлома, с температурой кровли фундамента 100-145°С.

Структура гидрогеологического поля нижне-среднеюрского комплекса свидетельствует о развитии элементов геодинамической водонапорной системы депрессионного типа и доминирующей роли ДНЗ как каналов вертикальной миграции в формировании подземных вод на современном этапе развития геофлюидальной системы района исследований.

Минерализация, fin

Рис. 2. Зависимость B/Br - коэффициента от минерализации подземных вод нижне-среднеюрского гидрогеологического комплекса (Р.Н. Абдрашитова, 2012)

Геогидродинамические аспекты формирования подземных вод апт-альб-сеноманского комплекса рассмотрены на примере Каменного месторождения нефти.

По химическому составу подземные воды уватских отложений (сеноман) имеют хлоридный натриевый состав, принадлежат к хлоркальциевому типу (по В.А.Сулину), соленые с минерализацией от 12,61 до 12,86 г/л. Воды викуловских отложений (апт) -хлоридные натриевые. Тип вод по В.А. Сулину гидрокарбонатно-натриевый, реже хлормагниевый. Интервал изменения величины минерализации гидрокарбонатно-натриевого типа вод составляет от 7,9 - 8,6 до 12,1 - 13,8 г/л (в среднем 10,5 г/л), хлормагниевого типа - от 13 до 15,5 г/л (в среднем 14,6 г/л). Содержание хлор-ионов составляет в среднем 5932 мг/л, что выше чем в нижне-среднеюрском комплексе в ~ 1,6 раза. Концентрация гидрокарбонат - ионов в среднем 1079 мг/л, то есть меньше чем в нижне-среднеюрском комплексе ~ в 1,5 раза. Коэффициент rNa/rCl в подземных водах викуловских отложений достигает 1,2 для гидрокарбонатно-натриевого типа вод викуловских отложений и не превышает 1 - для хлормагниевого типа. В/Вг -коэффициент составляет в среднем 0,2.

На большей части месторождения фиксируются СГПД, превышение достигает 1,6 МПа. Увеличение пластового давления может быть связано с отжатием элизионных вод из глинистых осадков апта и альба (вниз) и неокома - фроловского барьера (вверх).

На основе каротажных диаграмм рассчитано число циклов элизионного водообмена (ЧЦЭВ) (по A.A. Карцеву). Максимальное число циклов 5,9-5,8 приурочено к области пластовых давлений, превышающих условное гидростатическое на величину до 1,5 МПа.

В отложениях уватской свиты распространен, в основном, хлоркальциевый тип вод (по В.А. Сулину), в викуловских отложениях происходит его смена на гидрокарбонатно-натриевый (также встречается хлормагниевый тип, в единичных пробах -хлоркальциевый). Н.Ф. Чистякова и М.Я. Рудкевич (1988) объясняют присутствие хлормагниевого типа вод смешением вод хлоркальциевого типа и вод элизионного генезиса гидрокарбонатно-натриевого типа. Элизионные воды преобразовали, главным образом, состав подземных вод викуловкой свиты (произошел переход из

хлоркальциевого в гидрокарбонатно-натриевый тип), но на некоторых участках переход неполный (фиксируется наличие двух типов). Элизионный водообмен также повлиял на состав подземных вод уватской свиты (сеноман), но объемы элизионных вод, поступивших сюда из глин, были значительно меньше чем в викуловскую свиту (апт), поэтому основной тип вод апта - хлоркальциевый - сохранился. ДНЗ в пределах апт-альб-сеноманского комплекса также оказывают влияние на формирование вод, но более слабо выраженное, чем в нижне-среднеюрском комплексе.

На основании вышеизложенных данных сформулировано второе защищаемое положение.

Отложения тюменской свиты на значительной части свода по условиям катагенеза (стадии МК1-МК2) благоприятны для образования и сохранения залежей нефти и газа. При формировании залежей углеводородов определенную роль сыграли палеогидрогеодинамические условия. К восточной части свода приурочены зоны пьезомаксимума (давления в пластах Ю2-3 Каменной площади составляют 24,6-25,4 МПа на глубинах 2390 м и 2490 м соответственно), к западной - пьезоминимума (в пределах Талинской площади давления в этих пластах не превышают 22 МПа на глубинах 2430 - 2440 м). В зоне пьезомаксимумов плотность нефти составляет около 0,83 г/см3, а в зоне пьезоминимума достигает 0,85 г/см3. Прослеживается тенденция к уменьшению плотности нефти тюменской свиты по мере увеличения ЧЦЭВ.

В восточном направлении от фроловского барьера наблюдается опесчанивание разреза, и влияние элизионных вод на химический состав подземных вод апта и юры ослабевает. Фиксируется рост минерализации, тип вод викуловских отложений меняется с гидрокарбонатно-натриевого на хлоркальциевый по Сулину.

В юрском комплексе остаются воды гидрокарбонатно-натриевого типа и появляются хлоркальциевого типа. Наблюдается снижение пластовых давлений в региональном плане, сохраняется латеральная направленность потока подземных вод апт-альб-сеноманского комплекса - от периферии, где расположены региональные области питания, к центральным районам ЗСМБ.

На основании вышеизложенных данных сформулировано третье защищаемое положение.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Процесс формирования подземных вод можно рассматривать как двуединую модель, связанную с пликативной тектоникой, сопровождающейся прогрессивным осадочным литогенезом и тектоническими факторами на более поздних этапах развития бассейна.

2. Глинистые осадки фроловского барьера не только послужили «источником» элизионных вод, преобразовавших подземные воды выше- и нижезалегающих коллекторов апта и юры, но и способствовали сохранению контрастных гидрогеохимических и гидрогеодинамических условий в нижне-среднеюрском комплексе. Данные о масштабном развитии гидротермальной проработки базальных отложений и пород юрского возраста, неоднородном гидрогеодинамическом поле свидетельствуют о поступлении глубинных флюидов из разломов фундамента.

3. Состав подземных вод нижне-среднеюрского комплекса представляет результат смешения захороненных с осадками седиментационных вод, элизионных вод и глубинных флюидов, поступающих из фундамента. Гидрогеологические условия свидетельствуют о развитии здесь преимущественно геодинамической водонапорной системы. Поступление элизионных вод в апт-альб-сеноманском комплексе предопределило его гидрогеохимическую картину, привело к формированию сверхгидростатических давлений и существованию преимущественно литостатической элизионной системы.

4. В региональном плане подтверждается предположенное ранее проведенными исследованиями восточное палеонаправление движения подземных вод глубоких нефтегазоносных горизонтов. Выявлена тенденция к уменьшению плотности нефти с увеличением ЧЦЭВ для тюменской свиты.

5. Основными задачами дальнейших исследований можно считать развитие методологии изучения гидрогеологии глубоких нефтегазоносных горизонтов ЗСМБ и выявление критериев прогнозирования нефтегазоносное™ на основе геодинамики подземных водных резервуаров с учетом широкого развития ДНЗ.

Основные положения диссертации опубликованы в 26 работах, авторским объемом 5.0 пл. Основные из которых:

Статьи, опубликованные в изданиях, рекомендованных ВАК РФ:

1. Абдрашитова Р.Н., Матусевич В.М., Куликов Ю.А. Гидрогеологические условия формирования залежей нефти Фроловской нефтегазоносной области // Нефть и газ. Известия ВУЗов №5. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С. 10-18.

2. Абдрашитова Р.Н. Влияние разломно-блокового строения фундамента на гидрогеохимическое поле Красноленинского свода // Нефть и газ. Известия ВУЗов №4. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. - С. 15 - 19.

3. Матусевич В.М., Рыльков A.B., Абдрашитова Р.Н. Литогидрогеохимия -важнейшее звено в системе научных исследований при освоении нефтегазовых ресурсов Западно-Сибирского мегабассейна // Нефть и газ. Известия ВУЗов №5. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2011.-С. 10-17.

Статьи и тезисы докладов, опубликованные в других изданиях:

4. Абдрашитова Р.Н., Матусевич В.М., Куликов Ю.А. Палеогидрогеология и условия формирования подземных вод Фроловской нефтегазоносной области // Материалы Всероссийского совещания по подземным водам востока России. - Тюмень: Тюменский дом печати, 2009. - с. 102 - 106.

5. Абдрашитова Р.Н., Куликов Ю.А. Гидрогеодинамическое поле Фроловской нефтегазоносной области // Материалы V Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые — наукам о Земле».- М: РГГРУ, 2010.-с. 29-30.

6. Абдрашитова Р.Н. Причины формирования сверхгидростатических и нижегидростатических пластовых давлений Красноленинской нефтегазоносной области

// Внутривузовский сборник материалов докладов САН. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - с. 100- 103.

7. Абдрашитова Р.Н. О генезисе глубоких маломинерализованных вод Красноленинской нефтегазоносной области // Материалы Всероссийской научно-практической конференции «Новые технологии - нефтегазовому региону». Тюмень: ТюмГНГУ, 2010.-с. 3-5.

8. Абдрашитова Р.Н. Прогноз нефтеносносности отложений с точки зрения элизионного водообмена на примере Красноленинской нефтегазоносной области (Западная Сибирь) // Материалы Международной научно-практической конференции «Инновационные технологии в производстве, науке и образовании». Грозный: ГГНИ, 2010.-с. 51-52.

9. Абдрашитова Р.Н. Флюидогеодинамика глубоких горизонтов Талинского месторождения нефти // Материалы Всероссийской научной конференции «Трофимуковские чтения молодых ученых - 2011». Новосибирск: РИЦ1ЕГУ, 2011.-С.51-53.

10. Абдрашитова Р.Н. Палеогидрогеологические показатели нефтегазоносности Красноленинского свода Западно-Сибирского мегабассейна // Электронный научный журнал «Георесурсы. Геополитика. Геоэнергетика». - М: ИПНГ РАН, №1, 2011. - с. 1-9.

11. Матусевич В.М., Абдрашитова Р.Н., Беспалова Ю.В. Состояние и перспективы развития представлений о геодинамике водонапорных систем Западно-Сибирского мегабассейна // Материал Всероссийской научно-практической конференции «Современные проблемы гидрогеологии, инженерной геологии и геоэкологии Урала и сопредельных территорий».- Екатеринбург: УГГУ,2011.- с. 85 - 87.

12. Матусевич В.М., Беспалова Ю.В., Абдрашитова Р.Н. Техногенные гидрогеологические системы Каменного месторождения нефти // Материал Всероссийской научно-практической конференции «Современные проблемы гидрогеологии, инженерной геологии и геоэкологии Урала и сопредельных территорий».- Екатеринбург: УГГУ,2011.- с. 128 - 130.

13. Абдрашитова Р.Н. О причинах формирования инверсий гидрогеохимического поля Красноленинского свода // Сборник тезисов докладов Всероссийской конференции с международным участием «Фундаментальные проблемы разработки нефти и газа» -М.: ИПНГ РАН, 2011. - с. 58 - 59.

14. Абдрашитова Р.Н. Гидрогеологическое поле Красноленинского свода ЗСМБ [Электронный ресурс] // Материалы Международного научного форума «Ломоносов -2011». - М.: МАКС Пресс, 2011.

15. Абдрашитова Р.Н. К проблеме палеогидрогеологических реконструкций ЗСМБ в свете новой геодинамической концепции в гидрогеологии // Академический журнал Западной Сибири. - Тюмень: ГОУ ВПО Тюменская ГМА Росдрава, 2012 - №2. С. 5 - 6.

16. Абдрашитова Р.Н. Формирование подземных вод глубоких горизонтов Талинского месторождения нефти [Электронный ресурс] // Материалы Международного молодежного научного форума «Ломоносов-2012» - М.: МАКС Пресс, 2012.

Формат 60*84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл.печ.л.1. Тираж 100 экз. Заказ 125.

Отпечатано с готового набора в типографии ООО «Вектор Бук»

625004, г.Тюмень, ул.Володарского, 45. Тел.(3452) 46-54-04, 46-90-03

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Абдрашитова, Римма Наильевна

Введение

Глава 1. Основные факторы формирования подземных вод глубоких нефтегазоносных горизонтов Западно-Сибирского мегабассейна.

1.1. JIитогенетические факторы.

1.2. Элизионные процессы.

1.3. Влияние тектонического фактора (разломно-блоковое строение и динамически напряженные зоны осадочного чехла и фундамента).

1.4. Тепловые потоки.

1.5. Техногенные процессы.

Глава 2. Особенности геологического строения района исследований

2.1. Стратиграфия.

2.2. Тектоника.

2.3. Нефтегазоносность.

Глава 3. Особенности гидрогеологических и гидрогеотермических условий района исследований. 91.

3.1. Гидрогеологическая стратификация.

3.2. Гидрогеотермические условия.

1 ' ■■ 1 I t ,' ' 1 'I

Глава 4. Формирование подземных вод нижне-среднеюрского и апт-альб-сеноманского гидрогеологических комплексов Красноленинского свода.

4.1. Модель формирования подземных вод нижне-среднеюрского комплекса Красноленинского свода.

4.2. Гидрогеодинамические аспекты формирования подземных вод нижне-среднеюрского комплекса.

4.3. Закономерности распределения компонентов химического состава подземных вод нижне-среднеюрского гидрогеологического комплекса.

4.4. Формирование подземных вод апх-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса.

4.5. Гидрогеодинамические и гидрогеохимические аспекты формирования подземных вод апт-альб-сеноманского комплекса

4.6. Модель формирования подземных вод апт-альб-сеноманского комплекса Красноленинского свода.

4.7. Гидрогеологические аспекты нефтегазоносности юрских отложений Красноленинского свода.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Формирование подземных вод Красноленинского свода"

Актуальность темы.

Выявление закономерностей формирования подземных вод - главная теоретическая проблема современной гидрогеологии, которая подразделяется на две части: формирование воды как растворителя и формирование ее вещественного состава. Особенности формирования подземных вод Красноленинского нефтегазоносного района (НГР) Западно-Сибирского мегабассейна (ЗСМБ) связаны с его уникальным геологическим строением: 1) близким расположением к Восточно-Уральскому краевому шву с многочисленными разрывными нарушениями, обусловившим пластово-блоковое строение и специфику химического состава и гидрогеодинамической обстановки нижне-среднеюрского гидрогеологического комплекса; 2) наличием мощной (до 700 м) толщи исключительно глинистых осадков фроловской свиты в составе меловых отложений, определившей элизионный водообмен. Отмеченные особенности играют ключевую роль в процессах нефтегазообразования и 1 нефтегазонакопления.

В диссертации рассматривается центральная часть Красноленинского НГР - Красноленинский свод. Красноленинский свод представляет собой ключевой район Фроловской фациальной зоны - самой обширной и одной из самых слабо изученных в ЗСМБ. Анализ всего разреза с использованием материалов ГИС более чем ста скважин позволил провести реконструкции палеогидродинамической обстановки и обосновать модели формирования седиментационных вод и модели элизионного водообмена нижне-среднеюрского и апт-альб-сеноманского комплексов Красноленинского свода.

Б.П. Ставицким и В.М. Матусевичем в результате первых палеогидрогеологических построений (1967г.) была сделана попытка создания модели гидрогеологического поля ЗСМБ, в которой

Красноленинскому своду отводилась роль региональной зоны нефтегазообразования. В настоящее время на основе полученного более чем за 40 лет фактического материала (сотни скважин по сравнению с единичными в то время) представляется возможность более детального изучения процессов формирования подземных вод и их влияния на условия формирования залежей нефти.

Цель работы - разработка геодинамической концепции формирования подземных вод Красноленинского НГР, их связи с нефтегазообразованием и нефтегазонакоплением.

Основные задачи исследований:

1. Определение основных факторов формирования подземных вод Красноленинского нефтегазоносного района.

2. Выявление закономерностей формирования гидрогеохимического и гидрогеодинамического полей.

3. Оценка влияния элизионных вод и глубинных флюидов на гидрогеологические условия апт-альб-сеноманского и нижне-среднеюрского гидрогеологических комплексов. >,

4. Установление основных направлений движения подземных вод глубоких горизонтов Красноленинского НГР и их связи с нефтегазоносностью.

Фактический материал. Получен автором при обработке геологических, гидрогеологических и геофизических материалов по разведочным скважинам, пробуренным различными организациями в рассматриваемом районе (1987-2002 гг.); в работе использованы стратиграфические разбивки (более 500 скважин), каротажные диаграммы разведочных скважин (более 100 скважин), структурные карты, анализы пластовых вод (более 200 результатов анализов подземных вод юрских отложений и 55 - апт-альб-сеноманских), результаты опробования глубоких скважин, взятые из актов испытаний, на период до начала эксплуатации (интервалы опробования с геологической привязкой, пластовые давления, температуры - 165 актов), а также различные фондовые и опубликованные материалы. Произведена тщательная отбраковка всех имеющихся гидрогеохимических данных с учетом актов испытаний скважин. В дополнение к данным автора привлекался ретроспективный (уникальный) материал по Приуральской области В.М. Матусевича, Ю.К. Смоленцева, Р.Г. Прокопьевой, использовались данные по составу подземных вод и пород С.С. Палкина, И.Н. Ушатинского, О.М. Гарипова, А.Е. Лукина, А.Г. Мухер, А.Р. Курчикова и других исследователей.

Личный вклад.

• Получены результаты комплексного изучения процессов формирования подземных вод Красноленинского свода: произведена оценка влияния палеогеографических условий на формирование гидрогеохимического и гидрогеодинамического полей мезозойского гидрогеологического бассейна; составлены карты-схемы поля минерализации вод и смены кратности элизионных вод для апт-альб-сеноманского и нижне-среднеюрского гидрогеологического комплексов и карты-схемы приведенных пластовых' давлений с аномалиями химического состава; составлен региональный гидродинамический профиль.

• Проведен детальный палеогидродинамический и палеогидрогеохимический анализ, подсчитаны кратности смены элизионных вод.

• Составлены графики распределения макро- и микрокомпонентов по глубине, отражающие специфику формирования подземных вод.

• На основе новых фактических материалов проведена оценка влияния Восточно-Уральской питающей провинции на состав поверхностных вод, вод олигоцен-четвертичного и юрского гидрогеологических комплексов.

• Обработан и систематизирован обширный материал результатов исследований отечественных и зарубежных ученых по составу, структуре связанных вод и их значимости в процессах нефтегазообразования.

• Выполнен анализ сейсмической информации с точки зрения связи разрывных нарушений с участками аномальных значений параметров гидрогеохимического, гидрогеодинамического и гидрогеотемпературных полей.

Научная новизна.

• Детализирована схема водонапорных систем и геодинамической эволюции ЗСМБ (по В.М. Матусевичу и др., 1986, 2005 гг.) для Приуральского района. Обоснована роль в формировании подземных вод Красноленинского свода динамически напряженных зон (являющихся каналами вертикальных флюидоперетоков или гидродинамическими экранами) и фроловского барьера (послужившего источником значительного количества элизионных вод и своеобразной «покрышкой», сохраняющей закрытую гидрогеологическую систему в нижне-среднеюрском гидрогеологическом комплексе). Выявлено, что поступление элизионных вод привело к разбавлению первоначально захороненных седиментационных вод, увеличению их щелочности и агрессивности, активизации процесса нефтегазообразования, что подтверждается новым фактическим материалом. ' Глубинные флюиды, имеющие повышенную температуру и поступающие главным образом в нижне-среднеюрский гидрогеологический комплекс по динамически напряженным зонам, также способствовали разбавлению вод, формированию гидрогеохимических аномалий и термобарических условий, благоприятных для нефтегазообразования.

• Установлено, что процесс формирования подземных вод можно рассматривать как двуединую модель, связанную с пликативной тектоникой (сопровождающей прогрессивный осадочный литогенез) и тектоническими факторами на более поздних этапах развития бассейна (динамически напряженные зоны). С этих позиций разработаны модели формирования подземных вод нижне-среднеюрского и апт-альб-сеноманского гидрогеологических комплексов, таксономия геофлюидальной системы Красноленинского свода.

• На основе геодинамических данных произведено обоснование природы аномалий ионно-солевого состава, контрастности структуры гидрогеотемпературного (чередование участков с резко повышенными температурами и менее прогретых участков на одних и тех же глубинах) и гидрогеодинамического полей (отсутствие постепенного перехода от зон пьезомаксимумов к пьезоминимумам: перепады давлений на соседних участках достигают 5-9 МПа).

• Установлено, что в составе микроэлементов в природных водах района исследований глубоких горизонтов (юра) присутствуют микроэлементы из обломочного материала, поступающего с Урала.

• Выявлены зоны возможного поступления глубинных флюидов.

Защищаемые положения:

• Формирование подземных вод Красноленинского НГР определяется влиянием питающей провинции - Восточного склона Урала с соответствующими структурно-металлогеническими зонами, литогенетическими процессами, наличием фроловского (глинистого) барьера и ДНЗ - каналов вертикальной миграции флюидов. 1 '

• Роль ДНЗ, как каналов вертикальных флюидоперетоков, по мере приближения к фундаменту и Восточно-Уральскому краевому шву усиливается в связи с переформированием пластово-поровых коллекторов в трещинные, локализованные вдоль ДНЗ. На современном этапе развития мезозойского гидрогеологического бассейна Красноленинского НГР характерен литостатический тип водонапорной системы с ярко выраженными элементами геодинамического в низах осадочного чехла и в фундаменте (по A.A. Карцеву, С.Б. Вагину, В.М. Матусевичу).

• Направление движения элизионных вод в региональном плане определяется перепадом пластовых давлений от зон пьезомаксимумов к зонам пьезоминимумов палеогидрогеодинамического поля в восточном направлении в сторону наиболее нефтенасыщенной части ЗСМБ; при этом пьезомаксимумы представляются как зоны нефтегазообразования, а пьезоминимумы - нефтегазонакопления.

Практическая ценность. Выявленные закономерности формирования подземных вод глубоких горизонтов Красноленинского свода отражают процессами нефтегазообразования и нефтегазонакопления, и могут быть использованы при региональном, зональном и локальном прогнозах нефтегазоносности.

Являясь преподавателем ТюмГНГУ, автор на протяжении последних лет широко использует результаты диссертационных исследований в учебном процессе.

Реализация работы. Автор является соисполнителем темы, выполняемой в рамках тематического плана Минобразования и науки РФ 1.5.01.01 (§53) «Создание концепции геодинамической эволюции гидрогеологических нефтегазоносных бассейнов» и проекта «Массоперенос вещества и энергии в геофлюидальных системах нефтегазоносных бассейнов», выполняемого в рамках научно-технической программы Минобразования и науки РФ «Научные исследования высшей школы, по ■ приоритетным направлениям науки и техники», подпрограмма «Топливо и энергетика». Результаты работы использовались при реализации гранта по поддержке НИР молодых ученых ТюмГНГУ.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы доложены на конференции «Кристаллы творчества» (г. Тюмень, ТюмГНГУ 2009г.), внутривузовской конференции «Студенческая академия наук» г. Тюмень, 2009г.), XIX Всероссийском совещании по подземным водам Сибири и Дальнего Востока (г. Тюмень, 2009г.), конкурсе молодых ученых «Золотое будущее Югры» (г. Мегион, 2009 г.), Всероссийской конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» (2009г.), Всероссийской научно-практической конференции «Новые технологии - нефтегазовому комплексу» (г. Тюмень, 2010г.), V Международной научной конференции «Молодые - наукам о Земле» (г.

Москва, РГГРУ, 2010 г. ), XIV и XV Международных научных конференциях «Ломоносов» (г. Москва, МГУ, 2010г., 2011г.), Международной конференции, посвященной 85-летию A.A. Карцева «Современная гидрогеология нефти и газа» (г. Москва, ИПНГ РАН РФ, 2010 г.), Всероссийской конференции с международным участием «Проблемы гидрогеологии, инженерной геологии и геоэкологии» (г. Томск, 2010г.), Всероссийской молодежной научной конференции, посвященной 100-летию академика A.A. Трофимука «Трофимуковские чтения -2011» (г. Новосибирск, 2011г.), Всероссийской конференции с международным участием «Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа» (г. Москва, ИПНГ РАН РФ, 2011г.), Всероссийской научно-практической конференции «Современные проблемы гидрогеологии, инженерной геологии и геоэкологии Урала и сопредельных территорий», (г. Екатеринбург, УГГУ, 2011г.).

Результаты работы отмечены дипломом за лучший проект конкурса «Золотое будущее Югры. Молодые ученые» (ХМАО, 2009), грамотой за лучший доклад на XXVIII Международной конференции «Ломоносов» < (Москва, МГУ, 2011), грамотой за 1-е место в молодежном научном конкурсе «Фундаментальные и прикладные вопросы современной нефтегазовой гидрогеологии», посвященной 85-летию профессора A.A. Карцева (Москва, ИПНГ РАН, 2010), дипломом за 3 место в грантовом конкурсе поддержки НИР молодых ученых (Тюмень, ТюмГНГУ, 2011).

Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в 26 статьях, три из которых - в журнале «Известия ВУЗов. Нефть и газ», поименованного в списке ВАК РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованных источников (134 наименования). Работа изложена на 193 страницах машинописного текста, содержит 54 рисунка и 14 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Гидрогеология", Абдрашитова, Римма Наильевна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Процесс формирования подземных вод можно рассматривать как двуединую модель, связанную с пликативной тектоникой, сопровождающейся прогрессивным осадочным литогенезом и тектоническими факторами на более поздних этапах развития бассейна.

2. Глинистые осадки фроловского барьера не только послужили «источником» элизионных вод, преобразовавших подземные воды выше- и нижезалегающих коллекторов апта и юры, но и способствовали сохранению контрастных гидрогеохимических и гидрогеодинамических условий в нижне-среднеюрском комплексе. Данные о масштабном развитии гидротермальной проработки базальных отложений и пород юрского возраста, неоднородном гидрогеодинамическом поле свидетельствуют о поступлении глубинных флюидов из разломов фундамента.

3. Состав подземных вод нижне-среднеюрского комплекса представляет результат смешения захороненных с осадками седиментационных вод, элизионных вод и глубинных флюидов, поступающих из фундамента. Гидрогеологические условия свидетельствуют о развитии здесь преимущественно reo динамической водонапорной системы. Поступление элизионных вод в апт-альб-сеноманском комплексе предопределило его гидрогеохимическую картину, привело к формированию сверхгидростатических давлений и существованию преимущественно литостатической элизионной системы.

4. В региональном плане подтверждается предположенное ранее проведенными исследованиями восточное палеонаправление движения подземных вод глубоких нефтегазоносных горизонтов. Выявлена тенденция к уменьшению плотности нефти с увеличением ЧЦЭВ для тюменской свиты, что может быть связано с гидрогенизацией углеводородов, и выходом более легких фракций нефти при отжатии элизионных вод.

5. Основными задачами дальнейших исследований можно считать развитие методологии изучения гидрогеологии глубоких нефтегазоносных горизонтов ЗСМБ и выявление критериев прогнозирования нефтегазоносности на основе геодинамики подземных водных резервуаров с учетом широкого развития ДНЗ.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Абдрашитова, Римма Наильевна, Тюмень

1. Абдрашитова Р.Н. Влияние разломно-блокового строения фундамента на гидрогеохимическое поле Красноленинского свода // Нефть и газ. Известия ВУЗов, 2011, №4. С. 15 19.

2. Абдрашитова Р.Н. Гидрогеологические особенности Фроловской нефтегазоносной области. Материалы Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии -нефтегазовому комплексу». Тюмень: ТюмГНГУ, 2010.

3. Абдрашитова Р.Н. Гидрогеохимические условия Красноленинской нефтегазоносной области Западно-Сибирского мегабассейна Электронный ресурс. // Материалы Международного молодежного научного форума «ЛОМОНОСОВ-2010» М.: МАКС Пресс, 2010.

4. Абдрашитова Р.Н., Матусевич В.М., Куликов Ю.А. Гидрогеологические условия формирования залежей нефти Фроловской нефтегазоносной области // Нефть и газ. Известия ВУЗов, 2010, №5. С. 10-18.

5. Абдрашитова Р.Н. Флюидогеодинамика глубоких горизонтов Талинского месторождения нефти // Материалы Всероссийской молодежной научной конференции «Трофимуковские чтения молодых ученых 2011». Новосибирск: РИЦНГУ, 2011- с.51 - 53.

6. Абрамова О.П., Абукова Л.А., Юсупова И.Ф. Геохимия поровых растворов в осадочных нефтегазоносных процессах / Фундаментальные проблемы нефтегазовой гидрогеологии. М.: ГЕОС. С.7.-8.

7. Абукова JI.A. К вопросу о механизме вертикальной миграции флюидов (reo динамический аспект). Актуальные проблемы нефтяной гидрогеологии. 1993г. М.: Наука. С. 118 124.

8. Арсанова Г.И. К вопросу о происхождении перегретых хлоридно-натриевых вод молодых вулканических областей//Гидротермальные минералообразующие растворы областей активного вулканизма. Новосибирск: Наука, 1974. С. 14-21.

9. Атлас «Геологическое строение и нефтегазоносность неокомского комплекса по территории ХМАО-Югры»/ A.B. Шпильман, Г.П. Мясникова, Г.И. Плавник. Тюмень: НАЦРН им. В.И. Шпильмана. 193с.

10. Атлас ХМАО / сост. И подгот. к печати «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана». Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2004. 148с.

11. Башилов В.И., Куприн В.Ф. Связь месторождений и проявлений нефти и газа с разрывными нарушениями Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. 1995г. Отечественная геология №2.

12. Бембель P.M., Мегеря В.М., Бембель С.Р. Геосолитоны: функциональная система Земли, концепция разведки и разработки месторождений углеводородов. Тюмень: Вектор Бук, 2003. - 344с.

13. Беспалова С.Н., Бакуев О.В. Оценка влияния разломов на геологические особенности залежей и продуктивность коллекторов газовых месторождений Западной Сибири // Геология нефти и газа, 1995, №7. С. 1621.

14. Билибин Ю.А. Металлогенетические провинции и металлогенетические эпохи. М.: Госгеолтехиздат, 1955г. 88с.

15. Блох A.M. Структура воды и геологические процессы. М.: Недра, 1969г., 216с.

16. Бурштар М.С., Машков И.В. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа. М.: Гостоптехиздат, 1963. 273 с.

17. Всеволожский В.А., Киреева Т.А. Влияние глубинных газопаровых флюидов на формирование состава пластовых вод нефтегазовых месторождений.// Вестник Москов. Ун-та. Сер.4. Геология. 2010г. №3. - с. 57-62.

18. Вернадский В.И. История природных вод. М.: Наука, 2003. -751 с.

19. Всеволожский В.А., Киреева Т.А. К проблеме формирования инверсий гидрогеохимической зональности // Вестник Московского университета. -М., 2009, №5. С. 19-25.

20. Всеволожский В.А. Основы гидрогеологии. М.: МГУ, 1991. 351с.

21. Всеволожский В.А., Киреева Т.А. Влияние глубинных газопаровых флюидов на формирование состава пластовых вод нефтегазовыхместорождений.// Вестник Москов. Ун-та. Сер.4. Геология. 2010г. №3. - с. 57-62.

22. Всеволожский В.А., Киреева Т.А. К проблеме формирования инверсий гидрогеохимической зональности // Вестник Московского университета. -М., 2009, №5.-С. 19-25.

23. Волков В.А. Региональные исследования по геологическому строению, оценке ресурсной базы и выработке рекомендаций проведения поисково-разведочных работ в западной части ХМАО. 2006г.

24. Вышемирский B.C., А.Э. Конторович, A.A. Трофимук. Миграция рассеянных битумоидов. Новосибирск: Наука, 1971г. - 168с.

25. Гарипов О.М. Особенности аутигенного минералообразования пород базальных отложений Талинского месторождения. В сб. Н.Т. Основные направления НИР в нефтяной промышленности Западной Сибири. АООГСибНИИНГГ. 1995г. С. 46-54.

26. Гидрогеология СССР. М: Недра, 1970. -Том 16. Зап.-Сиб. равнина. Гинзбург И.И. Кора выветривания. Из-во АН СССР, 1948г

27. Геологическое строение и нефтеганосность нижней-средней юры t . Западно-Сибирской провинции / Гурари Ф.Г., Девятов В.П., Демин В.И. и др. -Новосибирск: Наука, 2005г. 156с.

28. Гогоненков Г.Н., Тимурзиев А.И. Новейшие сдвиговые деформации Западной Сибири новое о строении, генезисе и нефтегазоносности тектонических структур. // Горные ведомости. 2011, №4. С.36-64.

29. Гуревич А.Е., Капченко JI.H., Кругликов Н.М. Теоретические основы нефтяной гидрогеологии. Д.: Недра. 1972г. 272с.

30. Дзюба A.A. Эндогенные предпосылки формирования гидрогеодинамической зональности, рассеяния углеводородов, разгрузки глубинных вод // Актуальные проблемы нефтяной гидрогеологии. 1993г. М.: Наука. С. 9-13.

31. Дмитриевкий А.Н., Муляк В.В. Лито гидрогеохимия приро дно-техногенных нефтегазовых систем // Материалы Международнойконференции, посвященной 85-летию A.A. Карцева «Современная гидрогеология нефти и газа». Москва: ГЕОС, 2010.-е. 1-6.

32. Дюнин В.И. Гидродинамика глубоких горизонтов нефтегазоносных бассейнов. М.: Научный мир, 2000. - 472 с.

33. Елисеев В.Г., Нестеров И.И. Изменение основных свойств нефтей Шаимского и Красноленинского нефтеносных районов // Шаимский нефтеносный район. Тюмень. 1971а. Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 43, с. 362 -370.

34. Еременко H.A., Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков. М.: Наука, 1996.

35. Запивалов Н.П. Нефтегазовая геофлюидодинамика // Нефтегазовая гидрогеология на современном этапе. М: ГЕОС, 2007. - С.46-62.

36. Зверев В.П., Костикова И.А. Седиментационные воды Каспийского осадочного бассейна (массы и массоперетоки). М.: Научный мир, 2008. -138с.

37. Зосимов Ф.Н. Диффузионный слой и минерализация пластовых вод. Тюмень: «СофтДизайн», 1995 192с.

38. Зубков М.Ю., Дворак C.B., Романов Е.А. и др. Гидротермальные процессы в шеркалинской пачке Талинского месторождения (Западная Сибирь)//Литология и полезные ископаемые. 1991. №3. С.122-132.

39. Карцев A.A. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. М.: ГОСТОПТЕХИЗДАТ, 1963.-354 с.

40. Карцев A.A., Вагин С.Б., Матусевич В.М. Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов. М.: Недра, 1986. - 244 с.

41. Карцев A.A., Вагин С.Б., Шугрин В.П., Брагин Ю.И. Нефтегазовая гидрогеология», Изд. «Нефть и газ» Р Г У нефти и газа им. И.М. Губкина. М., 2001.-258 с.

42. Карцев A.A., Матусевич В.М., Яковлев Ю.И. Связь аномально низких пластовых давлений с рифтогенными зонами Сибири // Геотектоника. 1989. №2. с. 86 88.

43. Касьянова H.A., Кузьмин Ю.О. Современная аномальная геодинамика недр и влияние на объекты нефтегазового комплекса. М.: Геоинформарк, 1996г., 56с.

44. Каталог литолого-стратиграфических разбивок разрезов поисково-разведочных скважин. ХМАО

45. Кац Я.Г., Полетаев А.И., Румянцева Э.Ф. Основы линеаментной тектоники. М.: Недра, 1986г. 140 с.

46. Киреева Т.А. К методике оценки эндогенной составляющей глубоких подземных вод. Вестник Москов. Ун-та. Сер.4. Геология. 2009г. №1. с. 54-57.

47. Ковалевский Г.Л. Разрывные дислокации и их роль в истории развития локальных поднятий Западно-Сибирской плиты. 1965г. Геология и геофизика №10. с. 65-78.

48. Конторович А.Э. Очерки теории нафтидогенеза. Новосибирск: СО РАН филиал «ГЕО», 2004г. - 545с.

49. Конторович А.Э., Стасова О.Ф., Фомичев A.C. Нефти базальных горизонтов осадочного чехла Западно-Сибирской плиты / Труды СНИИГГИМСа, вып. 32. 1964. с. 27 39.

50. Копылов Л.М., Мельников А.И., Пастух П.И. Опыт поперечного разрезания залежи на Трехозерном месторождении // Нефт. хоз. 1983. № 2. -С. 66-68.

51. Крайнов С.Р., В.М. Швец .Гидрогеохимия. М.: Недра, 1992г. 463с.

52. Криночкин В.Г. Основные типы доюрских породных комплексов и этапы тектонического развития Красноленинского свода. Труды ЗапСибНИГНИ, 1970, вып. 35, с. 14 23.

53. Крюков П.А. Горные, почвенные и иловые растворы. Новосибирск: Наука, 1971г. 220 с.Кузьмин Ю.О. Параметрические деформации земной коры//Тез. Докл. 7 Межд. Симпозиума по совр. Движ. Земной коры, Таллин, АН СССР. - 1986,-С.69.

54. Курчиков А.Р. Гидрогеотермиченские критерии нефтегазоносности. -М. : Недра, 1978.-157 с.

55. Курников А.Р., Ставицкий Б.П.Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири. М.: «Недра», 1987. 134с.

56. Киреева Т.А., К методике оценки эндогенной составляющей глубоких подземных вод. Вестник Москов. Ун-та. Сер.4. Геология. 2009г. №1. с. 54-57.

57. Ласточкин А.Н. О влиянии неотектонических движений на размещение нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири // Труды ЗапСибНИГНИ, 1973, вып. 73, с. 72 84.

58. Лебедева Г.В., Черников К.А. О катагенетических изменениях глинистых пород неокома Центрального Приобья и рассеянного в них органического вещества // Геология нефти и газа. 1969г. №9. С. 23 26.

59. Летников Ф.А. Флюидный режим эндогенных процессов в континетальной литосфере и проблемы металлогении // Проблемы глобальной геодинамики. М.: ГЕОС, 2000г. под ред.ак. Д.В. Рундквиста.С.204-224.

60. Лукин А.Е. Гидрогеологическая инверсия как признак современных процессов дегазации Земли // Дегазация Земли и геотектоника. М., 1991г. С.153-154.

61. Лукин А.Е., Гарипов О.М. Литогенез и нефтеносность юрских * терригенных отложений Среднеширотного Приобья. / Литология и полезные ископаемые №5.1994г. С.65-85.

62. Макаров В.И. Линеаменты (проблемы и направления исследований с помощью аэрокосмических средств и методов). Исследование Земли из космоса, 1981, №4, с. 109-115.

63. Матусевич В.М. Геохимия подземных вод Западно-Сибирского артезианского бассейна. М: Недра, 1976. 158 с.

64. Матусевич В.М. Краткая история изучения глубоких подземных вод Западно-Сибирского мегабассейна и эволюция научных представлений. / Известия вузов. Нефть и газ, №2., 1999. с.24 31.

65. Матусевич В.М., Абдрашитова Р.Н., Беспалова Ю.В. Состояние и перспективы развития представлений о геодинамике водонапорных систем Западно-Сибирского мегабассена. Екатеринбург, 2011г.

66. Матусевич В.М., Бакуев O.B. Геодинамика водонапорных систем Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна // Советская геология. М., 1986, №2.-С. 117-122.

67. Матусевич В.М., Ковяткина JI.A. Нефтегазовая гидрогеология: Учебное пособие. 4.1. Теоритические основы нефтегазовой гидрогеологии. 4.2. Нефтегазовая гидрогеология Западно-Сибирского мегабассейна. -Тюмень: «Вектор Бук», 2010. 216 с.

68. Матусевич В.М., Ковяткина JI.A. Техногенные гидрогеологические системы Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна. Материалы XV Всерос. Совещания «Подземные воды Востока России». ТюмГНГУ, Тюмень, с.68

69. Матусевич В.М., Пономарев Е.А., Бешенцева О.Г., Бешенцев В.А. Техногенные гидрогеологические системы Пуровского нефтегазодобывающего района // Материалы III Всерос. конфер.«Геология и нефтегазоносность ЗСМБ»Издат-во «Вектор Бук», 2004г., с.495-498.

70. Матусевич В.М., Рыльков A.B., Абдрашитова Р.Н. Литогидрогеохимия важнейшее звено в системе научных исследований при освоении нефтегазовых ресурсов Западно-Сибирского мегабассейна // Известия вузов. Нефть и газ, №5., 2011 с.10-17.

71. Матусевич В.М., Рыльков A.B., Ушатинский И.Н. Геофлюидальные системы и проблемы нефтегазоносности Западно-Сибирского мегабассейна. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. 225 е.

72. Матусевич В.М., Рыльков A.B., Ушатинский И.Н. Роль литогенеза, зон разломов и рифтовых систем в перераспределении вещества и энергии в Западно-Сибирском мегабассейне // Известия вузов. Нефть и газ, №2., 2004 с.4- 11.

73. Матусевич В.М., Семенова Т.В. Техногенное поле в условиях резкого потепления климата. Мат-лы Международной конференции «Криология и ресурсы полярных регионов». Салехард, 2007, с. 144

74. Матусевич В.М., Семенова Т.В. Техногенное поле и его воздействие на трансформацию естественных полей в Западно-Сибирском мегабассейне /Успехи современного естествознания. М.: Академия естествознания, № 7, 2009 с. 22-25.

75. Матусевич В.М., Ушатинский И.И. Особенности состава и формирования геофлюидальных систем Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна. Изв. ВУЗ. «Нефть и газ». -1998. -№ 4. -с. 28-35.

76. Мухин Ю.В. Процессы уплотнения глинистых осадков. М.: Недра, 1965.-200 с.

77. Мухер А.Г., Ясович Г.С. Особенности геоморфологии и закономерности распространения пород-коллекторов в нижнеюрских отложениях Сибирского Приуралья. Палеогеморфология Западной Сибири в фанерозое. ЗапСибНИГНИ., Тюмень, 1987 г.

78. Нестеров, И.И. Уплотнение глинистых пород // Советская геология. -М.: 1965, № 12. с. 69- 84.

79. Овчинников A.M. Значение гидрогеохимии и палеогидрогеологии при поисках месторождений полезных ископаемых. Труды межведомственн. совещания по гидрогеохимическому методу поисков рудных месторождений. Из-во Томского госуниверситета, 1962г.

80. Перерва В.М., Филиппович В.Е., Баринов В.Н., Сидоров В.А. Аэрокосмические исследования геологического строения инефтегазоносности Краснолениского свода. / Геология нефти и газа. №3, 1994г. С.30-38.

81. Пестова J1.E. Новейшие деформации Красноленинского свода в связи с прогнозом трещинно-кавернозных коллекторов в доюрском и верхнеюрском комплексах пород / Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. №10, 2010г.с. 11-19.

82. Петров А.И., Шеин B.C. О необходимости учета современной геодинамики при оценке и пересчете промышленных запасов нефти и газа/ Геология нефти и газа. №3, 2001г. С.6 13.

83. Посохов Е.В. Формирование химического состава подземных вод. JL: Гидрометеорол. изд-во. 1969г.- 334с.

84. Посохов Е.В. Химическая эволюция гидросферы Л.: Гидрометеорол. изд-во. 1981г.- 287с.

85. Розин A.A. Подземные воды Западно-Сибирского артезианского бассейна и их формирование. Новосибирск: Наука, 1977г. под ред. Д.г.-м.н. В.А. Кротовой. 102с.

86. Рудкевич М.Я, Озеранская Л.С., Чистякова Н.Ф. и др. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна. М.: Недра, 1988. -303с.

87. Рябченко И. Д. Флюидный режим мантии Земли//Проблемы глобальной геодинамики. М.: ГЕОС, 2000г. под ред.ак. Д.В. Рундквиста.С. 195-203

88. Славкин B.C., Шик Н.С., А.Ю. Сапрыкина. К вопросу дизъюнктивно-блокового строения природных резервуаров Западно-Сибирского НГБ. 2001г. Геология нефти и газа №4.

89. Сидоров В.А., Кузьмин Ю.О. Современные движения земной коры осадочных бассейнов. -М.: Наука, 1989. 183с.

90. Сидоров В.А., Кузьмин Ю.О., Болдырева В.А. и др. Оценка перспектив нефтегазоносности на геодинамической основе. // Геология нефти и газа, 1994. №6. С.24-28.

91. Славкин B.C., Шик Н.С., Сапрыкина А.Ю. К вопросу дизъюнктивно-блокового строения природных резервуаров Западно-Сибирского НГБ// Геология и геофизика, 2001, № 4, с. 39 46.

92. Современная геодинамика недр и нефтегазоносность. / Сидоров В.А., Багдасарова М.В. и др. М: Наука, 1989 г. - 199с.

93. Стадии изменения физико-механических свойств глинистых пород. -Труды ИГ АН СССР, 1965гг., вып. 115, с. 124 142.

94. Ставицкий Б.П., Матусевич В.М. Палеогидрогеология ЗападноСибирского артезианского бассейна. Материалы V совещания по подземнымводам Сибири и Дальнего Востока. Иркутск-Тюмень, изд-во СО АН СССР, 1967, с.93-101

95. Судакова В.В. Тектоническое строение северной части Красноленинского свода по данным сейсморазведки 3D. // Нефтяное хозяйство. 2011, №4. С.21-25.

96. Тектоника титосферных плит территории СССР: в 2 кн. / П. Зоненштайн, Кузьми J1.M., Натапов J1.M. М.: Недра, 1990. Кн.1 - 326с.

97. Трушкин В.В. Физические и геологические основы движения вод в глубоких горизонтах.- Томск: ТПУ, 2006. 156с.

98. Улыбин O.A., Абрамова H.H. Влияние АВПД на петрофизические свойства карбонатных пород (на примере подсолевого комплекса Тимано-Печорской синеклизы) // Методы оценки сложных коллекторов. Д., 1988г. С. J 107-111.

99. Умперович Н.В., Г.Ф. Бгатова, С.Р. Пашутина, Е.В. Семенова. Новые данные о дизъюнктивных нарушениях в платформенном чехле ЗападноСибирской плиты по материалам метода отраженных волн. 1966г. Геология и геофизика №1.

100. Ушатинский И.Н., Зарипов О.Г. Основные особенности образования залежей нефти и газа в Западной Сибири / Труды ЗапСибНИГНИ, 1970, вып. 35, с. 274-292.

101. Ушатинский И.Н., Матусевич В.М. Основные черты геохимии микроэлементов в нефтегазоносных отложениях, подземных водах и нефтях Западной Сибири / Труды ЗапСибНИГНИ, 1970, вып. 35, с. 215-252.

102. Филатов К.В. Гравитационная гипотеза формирования химического состава подземных вод платформенных депрессий. АН СССР. М., 1956г. 157с.

103. Флерова Л.И. О содержании йода и брома в поровых растворах мезозойских отложений Западной Сибири / Известия ВУЗов. Геология и разведка. 1966г. - №6.

104. Фомин А.Н. Катагенез и перспективы нефтегазоносности юрских и доюрских отложений Красноленинского свода // Геология и геофизика, 1992, №6, с. 19-21.

105. Хаин В.Е., Ломизе М.Г. Геотектоника с основами геодинамики. М.: КДУ, 2005. - 506 с.

106. Ходжакулиев Я. А., Абукова Л. А. Палегидрогеологические исследования при поисках нефти и газа. М.: Недра, 1985. - 208 с.

107. Чистякова Н.Ф. Термобарические аномалии как отражение формирования залежей углеводородного сырья (на примере ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна)/ Геология нефти и газа №3. 2001.

108. Шаблинская Н.В. Разломная тектоника Западно-Сибирской и Тимано-Печорской плит и вопросы нефтегазоносности палеозоя. Л.:Недра,1982. 155с.

109. Шульц С.С. (мл). Концентрические сводовые структуры восточной части Туранской плиты на космических снимках. Изв. ВУЗ. Геология и разведка, 1974г., №7, с. 182-184.

110. Allen P.A, Allen J.R. Basin analysis: Principles and applications. Oxford: Blackwell, 1990. 427p. Reprinted 1993.

111. Antonellii M. and A. Audin / Effect of faulting on fluid in porous sandstones petrophysical properties // AAPG Bulletin, 1994, v. 78, p. 355-377.

112. Gibson R.G. Fault Zone Seals in Siliciclastic Stata of the Columbus Basin, Offshore Trinidad // AAPG Bulletin, 1994, v. 78, p. 1372-1385.

113. Matusevich V.M. A look at oil Formation Stages in Terms of Underground water Geochemistry (with Particular Reference to West Siberian oil and Gas

114. Basin) // Abstract of Reports 8-th International Congress on Organic Geochemistry. Moskow,1977, v.2, p. 151 152.

115. Watts N.L. Theoretical aspects of cap-nick and fault seals for single and two phase hydrocarbon columns, Marine and Petroleum Geology. 1987, v. 4, p. 274307.

116. White D.E. Magmatic, connate and metamorphic waters. Bull/ Geol. Soc. Amer., vol. 68, No. 12, 1957.

117. Yielding G., Overland J.A., and Byberg G. Characterization of Fault zones for Reservoir Modeling. An Example from the Gullfaks field, Northern North Sea //AAPG Bulletin, 1999, v. 83, p.925-951.

118. Yielding G., Freeman B., and Needman D.T. Quantitative Fault Seal Prediction // AAPG Bulletin, 1997, v. 81, p.897-917.б) фондовая

119. Корнев В.А. Разработка региональной сейсмогеологической основы для планирования и проектирования геологоразведочных работ по району Белогорья и прилегающим землям. 2003г.

120. Криночкин В.Г. Отчет по целевому заданию: «Тектоническое строение и развитие Красноленинского свода». Тюмень, ЗапСибНИГНИ. 1983г.

121. Матусевич В.М., Семенова Т.В. Отчет «Гидрогеологическое обоснование закачки промышленных сточных вод в поглощающие горизонты апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса на Каменном нефтяном месторождении». Тюмень, ТюмГНГУ. 2008г.

122. Скрылев С.А. ТЭО разработки Красноленинского месторождения на условиях заключения СРП. Л.С.Бриллиант. 2001г.

123. Курчиков А.Р., Сайтов В.А., Андреева М.В. и др. Проект утилизации подтоварной воды на Талинской площади Красноленинского месторождения. Тюмень, ЗСФ ИНГГ СО РАН, 2007uro Щ1Ц1ЦЮ