Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Гидрогеологические условия и перспективы нефтегазоносности южных регионов Российской Федерации

ВАК РФ 25.00.07, Гидрогеология

Автореферат диссертации по теме "Гидрогеологические условия и перспективы нефтегазоносности южных регионов Российской Федерации"

На правах рукописи

УДК 553.98

Назаренко Владимир Степанович

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮЖНЫХ РЕГИОНОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Специальность — 25.00.07 «Гидрогеология» Специальность — 25.00.12 «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Ростов-на-Дону 2003

Работа выполнена на кафедре гидрогеологии, инженерной и нефтегазовой геологии Ростовского государственного университета

Научный консультант:

доктор геолого-минералогических наук, профессор Резников А.Н. Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, профессор Бочкарев A.B.,

доктор геолого-минералогических наук, профессор Воронов А.Н.,

доктор геолого-минералогических наук, профессор Тимофеев A.A.,

Ведущая организация: Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт (г. Москва)

Защита диссертации состоится 14 мая 2003 года в 13.00 на заседании диссертационного совета Д 212.208.15 по геолого-минералогическим наукам при Ростовском государственном университете по адресу: 344090, г. РостовнаДону, ул. Зорге, 40, геолого-географический факультет РГУ.

С диссертацией можно ознакомиться в зональной научной библиотеке Ростовского государственного университета (344006, г. Ростов-на-Дону, ул. Пушкинская, 148).

Автореферат разослан 15 марта 2003 г.

Ученый секретарь Диссертационного совета, доктор географических наук, профессор

А.Д. Хованский

57 [[ з

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В современных условиях наблюдается уменьшение открытий крупных месторождений нефти, и возрастающее значение имеют поиски нефтегазовых скоплений, связанных с разнообразными формами литологического, стратиграфического и тектонического экранирования, а также с фундаментом платформ.

Наименее изученными в южном регионе России долгое время оставались нефтегазоносность и гидрбгсоЛогические условия в краевых частях провинций. Осббая роль отводится оценкам перспектив нефте-пйоноСности, баяйрующимся на использовании новейших достижений геологической науки. Комплексное изучение коллекторов и их насыщающих флюйдов, прогноз пористости,'проницаемости, характера на-сыщеиияко л лектора явйяются актуальной проблемой. Выполненное нами исследование'роли динамокатагенеза можно использовать для ' практической реализации для повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ.

Особый подход требуется в оценке роли воды. Необходимо отказаться от сложившегося стереотипа, когда специалисты — нефтяники рассматривали воду только как критерий возможной нефтегазоноснос-ти. Воду следует оценивать и изучать как гидроминеральное сырье, как бальнеологический ресурс, как возможный источник получения гидротермальной энергии. Необходимо оценивать также ресурсы углеводородных (УВ) газов, растворенных в воде, с целью возможного их извлечения. Горные породы в диссертации рассматриваются не только как коллекторы, содержащие залежи нефти и газа, но и как объекты для создания подземных хранилищ газа.

Отдельные проблемы, затронутые в диссертации, изучались в рамках работы по грантам РФФИ № 00-15-98603 4 Ведущие школы Россш*».

Таким образом, изучение гидрогеологических условий и перспек-■гкв нефтегазоносности южных регионов Российской Федерации является актуальным как с теоретической так и с практической' точки зрения. Актуальна также разработка новых методов для исследования гидрогеологических условий. Поэтому в диссертации определены сле-'дуЙщйе объекты, предмет, цели и задачи исследования.

Цель и задачи исследований. Основная цель работы -совер-щ'енствован'ие теории прогноза нефтегазоноСности на основе изучения закономерностей распределения пластовых давлении/¥ё'мпёратур, химического состава подземных вод, спободных и водорастворенных га-

збв, рассеянного органического вещества,

БИБЛИОТЕКА |

С 09

пород, хронобаротермических уйловий в различных геодинамических условиях на примере краевых частей Северо-Кавказской нефтегазоносной провинции и Северо-Донбасского нефтегазоносного района (НГР).

Для достижения поставленной цели решаются следующие задачи:

1. Выявление геотермических, гидрогеодинамических, гидрогеохимических, газогидрогеохимических особенностей в нефтегазоносных бассейнах различного типа.

2. Выявление закономерностей изменения коллекторских свойств пород е нефтегазоносных бассейнах различной степени динамической возбужденности.

3. Установление гидрогеологических закономерностей распределения нефтегазоносное™ на примере бассейнов различной степени

: динамической возбужденности на юге России1.

; 4. Усовершенствование палеогидрогеологического анализа бассейнов с использованием конкреционного и хронобаротермических методов.

5. Применение хронобаротермического метода для анализа гидрогеологической эволюции Припятско-Днепровско-Донецкой палео-рифтовой системы.

Методы исследования. Для достижения поставленной цели и решения порождаемых ею задач была использована концепция о роли геодинамики в формировании геофлюидодинамических систем. Использован комплекс методов гидрогеологии и нефтегазовой геологии, включающий легальное изучение истории геологического развития, вещественного состава, пластовых давлений и температур, химического состава подземных вод, водорастворенных газов, нефтей, коллекторских свойств' пород в сочетании с методами экспертного оценивания, статистического описания объектов. Наряду с традиционными геологическими применены методы математического, физического, физикохимического моделирования, теории вероятности, факторного анализа.

Научная новизна выполненных исследований. К основным научным результатам можно отнести следующие.

Осуществлен сравнительный анализ геотермических, гидрогеодинамических, гидрогеохимических, гаэогидрогеохимических условий зоны катагенеза в трех районах с различной геодинамической историей.

Выявлена приуроченность месторождений УВ газов к зоне замедленного водообмена. , -•

Установлено, что вертикальные перемещения флюидов являются основными. Горизонтальная составляющая движения для бассейнов . возбужденных (И1д) и интенсивно возбужденных (1Уд) типов не имеет существенного значения.

Разработан хронобаротермический метод прогноза концентраций редких элементов в водах и рассолах зоны катагенеза; разработан хронобаротермический метод прогноза пористости и проницаемости карбонатных и террип иных коллекторов.

Выполнен сравнительный анализ изменения коллекторских свойств в гидрогеологических бассейнах с различной степенью геодинамической возбужденности.

Составляющими перечисленных основных результатов являются:

— обоснование роли геотермических условий в определении нефте-газоносности для трех различных районов;

— разработки выявленной связи месторождений У В газов с зоной замедленного водообмена;

— принципы и методы определения приуроченности залежей УВ к определенным гидрогеохимическим условиям;

— сопоставления перемещения (вертикального и горизонтального) флюидов для определения и х значимости;

— итоги сравнительного анализа изменения коллекторских свойств .».бассейнах с различной степенью геодинамической возбужденности;

— разработки комплекса гидрогеологических карт;

— итоги статистического моделирования, приведших к выводу о наличии промышленных концентраций редких элементов в водах некоторых водоносных комплексов;

— прогноз ресурсов нефти и газа в шельфовой зоне южных морей России.

Теоретическая и практическая значимость результатов полученных в диссертации определяется их реализацией в отчетах Ростовского государственного университета, УГП «Южгеология», СевКавНИПИнефть, НВНИИГГ, ГК «Роснефть», СКНДВШ, НИИ-ПУВС. Рекомендации, представленные в соответствующих отчетах, были использованы при планировании поисковоразведочных работ в пределах Северо-Донбасского НГР, Азовского ГР, Восточно-Предкав-казского НГР в 1977-2001 годах. Результаты диссертационной работы были внедрены в филиале «СевКавНИПИнефть» (г. Пятигорск), «СКТБ ПГ» (г. Грозный), ПГО «Южгеология» (г. РостовнаДону) о чем имеются акты внедрения.

Результаты исследований используются автором в учебном процессе на геологогеографическом факультете Ростовского государственного университета при чтении курсов «Гидрогеология», «Гидрогеология месторождений полезных ископаемых», «Гидрогеотермия», «Па- -леогидрогеология», «Геохимические методы поисков, разведки и разработки залежей нефти и газа».

Апро&ёащя работы. lío теме диссертации опубликовано 99 работ в журналах и научных сборниках (лично автора 20 п.л.), и три монографии. Одна без соавторов. Результаты диссертационного ис-.. следования докладывались на научнотехническом совете УГП «Южге-ология», в СевКавНИПИнефть, в Дагестанском филиале АН СССР, Северо-Кавказском РГЦ. Основные положения диссертации обсуждались на международных, всероссийских, территориальных и отраслевых совещаниях, конференциях, семинарах: на I-IV конференциях, посвященных актуальным вопросам геологии Северного Кавказа (Ростов-на-Дону, 1979-1985 гг); IV Всесоюзной конференции по конкреционному анализу нефтегазоносных формаций (Тюмень, 1983); Всесоюзной конференции «Изучение и использование маломинерализован-ных'вод нефтегазоносных водонапорных бассейнов» (Львов, 1983); III Всесоюзном соленом совещании (Новороссийск, 1983); Всесоюзном совещании «Геохимические и гидрогеохимические критерии раздельного прогноза нефтеносности, газоносности и залежей битумов (Москва, 1984); Всесоюзном совещании «Гидрогеохимические поиски месторождений поле:шыхископаемых» (Томск, 1986); V Всесоюзном семинаре «Нефтегазробразование на больших глубинах» (Ивано-Франковск, 1986); конференции «Пути развития научнотехнического прогресса в нефтяной » газовой промышленности (Грозный, 1986); VI Всесоюзном семинаре «Теоретические, природные и экспериментальные модели нефтегазообразования и их использование в прогнозе неф-тегазоносности» (Ленинград, 1989); Всесоюзном семинаре «Роль подземной гидросферы в истории Земли» (Ленинград, 1989); IV Международном симпозиуме «Изотопы в гидросфере» (Пятигорск, 1993); Всероссийском совещании «Многоцелевые гидрогеохимические исследования в связи с поисками полезных ископаемых и.охраной подзем- ■ ныхвод (Томск, Í993); 5 международном солевом .совещании «Проблемы формирования и освоения месторождений полезных ископаемых солеродных бассейнов (Санкт-Петербург, 1994); Международной конференции «Закономерности эволюции.земно^ коры» (Санкт-Пе-. тербург, 1996); конференции «Малоизученные нефтегазоносные ком- ь плексы Европейской части России» (Москва, 1997); международном-

симпозиуме но прикладной геохимии стран СНГ (Москва, 1997); международном симпозиуме «Стратегия использования и развития мине-радьносырьевой базы редких металлов России в XXI веке» (Москва, 19Й8); конференции «Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений» (Санкт-Петербург, 1999); всероссийской конференции «Критерии оценки нефтегазонос-ности ниже промышленно освоенных глубин и определении приоритетных направлений геологоразведочных работ» (Пермь, 2000); Международном семинаре «Радон, гелий и другие радиогенные компоненты в природных водах» (Санкт-Петербург, 2000); 2 Всероссийском литологическом совещании «Литология и нефтегазоносность карбонатных отложений» (г. Сыктывкар, 2001); международных конференциях «Новаде идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (Москва, 2001 „2002). . "... ..,,.',

Объекты и предметы исследований. В процессе работы над диссертацией исследовались гидрогеологические условия и их связь с газоносностью, коллекторские свойства палеогеновых и,меловых отложений Ростовского свода, Сальского вала и Целинской седловины, меловых и триасовых отложений Туялов-Манычского и Маныч-Гуди-ловского прогибов. . , . ,

Изучены гидрогеологические, геохимические условия и их связь с нефтегазоносностью дсрмскотриасового комплекса Прикумской зоны поднятий, Восточно-Манычского прогиба, Ногайской ступени. Рассмотрено поведение микроэлементов в пластовых водах нефтяных месторождений подмайкопского гидрогеологическорго этажа данных тектонических элементов. Качество методики оценки коллекторских свойств терригенных и карбонатных коллекторов опробировано на примере нефтяных месторождений ОзекСуат, Всличаевское, Колодезное.

Впервые детально изучены гидрогеологические условия, органическое вещество пород и их связь с нефтегазоносностью, коллекторе-кие свойства каменноугольных отложений южного склона Воронежской антеклизы (ЮСВА). По нефтегазогеологичесому районированию — это Северо-Донбасский нефтегазоносный район (НГР). ;

Фактический материал. В основу диссертации положены материалы, собранные и обработанные лично автором при проведении исследований, выполненных'в период с-1979, по 2001 годы. Всего изучено более 3000 результатов испытаний глубоких-скважин, более 2000 анализов подземных вод, 1000 анализов водорастворенгсых и ¡свободны* газов, 200 анализов нефтей, 1500 анализов органического вещества, 2000 определений коллекторских свойств горных пород.

Были проведены Лабораторные исследования около 300 проб пластовых вод и образцов горных пород в лабораториях РГУ (г.Рос-товнаДону), ВСЕГИНГЕО (-п. Зелёный), КубГУ (г. Краснодар), ЦЛ ГГУП «Севкагеология» (г. Ессентуки), «Южгеология» (г. Ростов-на-Дону), ВНИГРИуголь (г. РостовнаДону), ГХИ (г. Ростов-на-Дону). Для характеристики горных пород использовались: описание прозрачных шлифов, полный химический, спектральный, де-риватографический, рентгенодифрактометрический анализы. Пластовые воды изучались методами инфракрасной спектроскопии, мас-сспектрометрии.

В работе использованы сведения о стратиграфическом расчленении, литологии, тектонике, йефтегазоносности,'гидрогеологии, изложенные в опубликованных и фондовых материалах большого коллектива геологов. Учтены многочисленные результаты изучения стратиграфии, тектоники, гидрогеологии, геотермии, нефтегазоносности юга России, методики гидрогеологических исследований. * J -

Большая помощь в координации исследований, постоянная поддержка на протяжении всей работы оказана автору консультантом профессором А.Н.' Резниковым, за что автор выражает ему искреннюю благодарность. Автор глубоко благодарен всем своим коллегам и соавторам, совместная работа и общение с которыми сделали возможным появление этого труда. Автор признателен члену корреспонденту РАН A.M. Никанорову приобщившему его к проблемам гидро1 еологии нефтяных и газовых месторождений. Большая благодарность профессору Ю.А. Федорову, оказавшему помощь в проведении исследований изотопного состава подзем-пых вод.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 8 глав и заключения; изложена на 496 страницах, 69 иллюстраций, 59 таблиц. Список использованной литературы включает 376 наименований.

В работе защищаются следующие положения:

1. Формирование У В залежей газа (Азовский ГР и Северо-Донбасский НГР) — процесс растянутый во времени неотсктонических геоструктурных преобразований. В районах, где территории испытывают поднятия, процесс аккумуляции газа в залежах продолжается до настоящего времени.

2. Наблюдается пространственное совпадение гидрогеохимических зон с зонами, распределения У В разного фазового состава и максимальных палеотемператур.

3. Месторождения УВ влияют на гидрогеохимический процессы в системе газ - нефть — вода — порода. Гидрогеохимические показатели нефтегазоносносги: катионный коэффициент (гИа + гMg)/rCa, (I + 0.2Вг)/1000хС1, Са/Бг, изотопный состав, высокомолекулярный состав органических веществ, газовый состав подземных вод отражают гидрЬгеодинамическую обстановку , степень их обогащения органическими веществами, вероятный контакт воды и углеводородов.

4. Палеогидрогеологические исследования с использованием конкреционного и хронобаротермического анализов позволяют восстанавливать изменения, происходящие с коллектором и флюидами, насыщающими его, от стадии седиментогенеза и диагенеза (конкреционный анализ) до метагенеза (хронобаротерМи^еский анализ). ч '

5. Методика прогноза коллекторских свойств в карбонатных и тер-ригенных породах и оценка перспектив нефтегазоносносги южных районов России.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Введение. Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, представлена проблема в целом, оценена степень её разработанности, выявлены нерешенные задачи, на основании этого сформулированы цели и задачи исследования, выделены научйая новизна, основное защищаемые положения, практическая значимость апробации работы, ряд общих её характеристик. '

Глава 1. Геология нефтегазоносных бассейнов

Глава состоит из четырех разделов, в которых рассмотрены стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, хронобаротермические условий двух изученных нефтегазоносных бассейнов.

НефтегазонЬсность Северо-Донбасского района приурочена к палеозойскому этажу, который к северу от Донецкого сооружения имеет Моноклинальное залегание. Пликативная складчатость выра&ена слабо. Дизъюнктивные нарушения многочисленны, но не отличаются крупными амплитудами.

Азовский ГР приурочен главным образом к Ростовскому своду, кбТорый представляет сЬбой пологои:юметричное поднятие.

Восточно-Предкавказская НГО располагается в пределах платформенного чехла Скифской плиты. Для главных тектонических элементов Скифской плиты отмечается субширотное простирание.

Глава 2. Гидрогеодинамические закономерности распределения нефтегазоносности

Важная роль гидрогсодинамичсских условий в миграции и аккумуляции углеводородов доказана работами А.Г. Арье, А.Е. Гуревича, В.И. Дюнина, И.М. Михайлова, Н.М. Невской, М. Хабберта, В.М. Шестакова и других. Анализ роли гидрогеодинамических условий в миграции и аккумуляции УВ показал необходимость установления закономерностей распределения нефтегазоносности для её прогноза.

В качестве примера рассмотрены особенности трех нефтегазоносных районов. Характерной особенностью Азовского ГР района является небольшая мощность осадочного чехла - до 1000 м. Выполненный анализ показал, что палеогеновый, верхнемеловой и нижнемеловой резервуары находятся между собой в гидростатическом равновесии. Пластовые давления в данной части газоносного района понижены. Максимальные значения коэффициента аномальности (не выше 1,20) выявлены на участках с хорошими экранирующими свойствами. В пределах структур, содержащих газовые скопления, наблюдаются пониженные относительно фона пластовые давления. Особенности газовых ореолов рассеяния вокруг залежей УВ газа свидетельствуют о динамическом характере взаимосвязи между залежами и окружающей ее пластовой системой. Происходит постоянная компенсация потерь газа из залежей вследствие его поступления из окружающих пластовых вод. Формирование и сохранность зон пьезоминимумов является результатом воздействия гидродинамического и гидравлического факторов (НиЬЬег1;, 19510- В конце раннего миоцена и особенно на рубеже миоцена и плиоцена (Копп, 2000) трапециевидный блок Скифской плиты вдавливался между Ростовским и Астраханским выступами до-кембрийского фундамента. Это привело к подъему мезозойскокайно-зойского комплекса пород, выделению газа в свободную фазу, и уменьшению пластового давления.

В составе осадочного чехла Северо-Донбасского НГР выделяются два гидрогеологических этажа. Первый (палеозойский) включает отложения карбона, а второй (мезозойскокайнозойский) - мела и кай-, нозоя. Для палеозойского этажа характерна обстановка повышенной гидрогеологической закрытости, доминирование в общем балансе

!

I 11

запасов талассогенных вод в.отличие от верхнего этажа, целиком находящегося в зоне активного водообмена. В диссертационной работе рассмотрены условия только нижнего этажа, поскольку с ним связана промышленная нефтегазоносность района.

Палеозойский этаж подразделяется на два комплекса. Нижний комплекс образован карбонатной формацией нижнегонизов среднего карбона. В составе этого комплекса преобладают трещинные коллекторы (известняки). Верхний комплекс (С,ьи гР(аг) образован терригенны-ми породами с гранулярными и трещшшогранулярными коллекторами. Наблюдаются очень незначительные отличия в величинах приведенных давлений как в верхнем, так и в нижнем водоносных комплексах. Это свидетельствует об их приуроченности к нижней — глубинной (ли-.тостатичес.кой, геостатической) зоне. Свободные воды здесь неподвижны (Граусман, 1999), так как находятся в замкнутых, изолированных . пластахколлекторах, и их движение возможно только в результате естественных гидроразрывов или тектонических нарушений.

В нижнем комплексе выявлен ряд пьезоминимумов. Данные аномалии могут быть связаны с глубинной разгрузкой подземных вод, выделением УВ в свободную фазу и поэтому могут являться перспективными для обнаружения здесь скоплений газа.

Анализ распределения напоров по площади пермскотриасового комплекса Восточно-Предкавказской НГО позволил выявить здесь две зоны с максимальными значениями приведенных давлений. Наиболее обширный участок находится в центральной части бассейна, где располагается Величаевско-Максимокумский вал и юго-западная часть Арз-гирского прогиба. Другой участок расположен в центральной части Таловской ступени. Исходя из характера распределения напоров, можно предполагать, что наблюдаемая гидродинамическая обстановка определяется собственным энергетическим потенциалом пластовой системы комплекса. В различных направлениях от участков максимальной напряженности в зависимости от степени проводимости пород происходит перераспределение пластовой энергии. Пермско-триасовый водоносный комплекс является типичным примером термодегидратаци-ощгой эксфильтрационной (по Карцеву, 1992) водонапорной системы. •Перемещение флюидов происходит преимущественно в результате вертикальной миграции. ,

Характер использования методов гидрогеодинамики для прогноза нефтегазонос.ности определяется геодинамической историей исследуемых районов. .

В районах, где в настоящее время происходит поднятие территории (Азовский, Северо-Донбасский), газовые скопления приурочены

\

к структурам, характеризующимся пониженными пластовыми давлениями. В структурах, где современные глубины близки к максимальным глубинам погружения, нефтегазовые залежи характеризуются повышенными пластовыми давлениями.

Глава 3. Геотермические и палеогеотермические закономерности распределения нефтегазоносносга

Температура - один из основных факторов, обуславливающих формирование физикохимической системы глубокопогруженных отложений. Рассмотрена взаимосвязь нефтегазоносное™ и, характеристики геотермического поля на примере двух нефтегазоносных провинций юга России. В Восточно-Предкавказской НТО и "Северо-Донбасском НГР, где современные температуры не являются максимальными в геологической истории, проведен палеогеотермический анализ. Для проведения исследований привлекалось несколько методик: использование данных по отражательной способности витринита, термовакуумная декрептометрия 1-азовожидких включений, определение палеотем-ператур по соотношению ряда компонентов в подземных водах.

В пределах Азовского ГР на глубине 500 м температура изменяется от 22 до 39 "С. Характер изменения температур объясняется конвективным переносом тепла подземными водами. Пониженные температуры в пределах скоплений УВ газа объясняются дросселированием газа при его движении в проницаемой среде и на выходе из пласта в скважину. Этот процесс сопровождается эффектом ДжоулягТомсона, т.е. понижением температуры (Дьяконов, 1958).

В Северо-Донбасском НГР на глубине 500-м температура изменяется от 26 до 30 *С, на глубине 3000 м вариации температур 81-99 *С. Анализ зависимости распределения структур с каустобиолитами различного состава и современных пластовых температур показал их слабую взаимосвязь. Последнее вызвано тем, что в процессе геологической истории температурная дифференциация, обусловленная скоплениями каустобиолитов различного состава, в основном нивелирована. Максимальные температуры, которым подвергались подземные воды нижнекаменноугольных отложений, варьируют от 149 до 246 "С, увеличиваясь с севера на юг по мере приближения к Северо-Донецкому надвигу. Максимальные палеотемпературы, влиявшие па пластовые воды, превышают на 100-130 "С современные температуры, но хорошо коррелируют со степенью метаморфизма углей в районе. С севера на юг в пределах рассматриваемой территории степень метаморфизма углей, соответствующих водовмещающим поводам нижнекаменноугольного

возраста, изменяется от марки Д до Т. Значительное снижение пластовых температур во времени сопровождалось выпадением минеральных веществ и изоляцией залежей УВ, что должно было способствовать их сохранению при отсутствии значительных тектонических деформаций. В то же время ухудщение коллекторских свойств за счет кольма-таЦии затрудняет обнаружение залежей и их разработку.-С'палеогео-термической дифференциацией территории связаны не только У В состав, но и гидрохимическая зональность.

Таким образом, палеозойские отложения характеризуются незначительной дифференциацией современных пластовых температур по площади. Величина геотермического градиента колеблется от 2,46 до 3,48 °С/100 м. Залежи жидких.,УВ фиксируются небольшим увеличением пластовых температур, а газовые - понижением. Наблюдается пространственное' совпадение границ гидрогеохимических зон, распределения УВ разного фазового состава и максимальных, налеотемператур. В пределах Северо-Донбасского НГР для прогноза фазового состава У В в каменноугольных отложениях эффективно использование не современных, а максимальных палеотемпе-ратур. Изучение максимальных в геологической истории температур несколькими методами в Восточно-Цредкавказской НГО показывает, что современные температуры на несколько десятков градусов ниже максимальных. ;,„.,

Глава 4. Гидрогеохимические закономерности распределения нефтегазоносносности

Азовский ГР. Глубина залегания нижнемелового водрносного комплекса изменяется от 400 м в пределах западной части Ростовского .. свода до 2700 м. Воды хлоридного натриевого состава с минерализацией 30-50 г/дм3 в пределах Ростовского свода и 55-90 г/дм3 в Тузлов-Манычском прогибе и кряже Карпинского. В диссертации . обосновано, что наиболее характерная минерализация пластовых вод продуктивных структур 35-45 г/дм3. Пластовые воды с соленостью более 50 г/дм3 талассогенные, характерны для зоны затрудненного водообмена. В данной зоне движения пластовых вод, переноса газов . .не происходит и маловероятно обнаружение газовых залежей. Воды, имеющие минерализацию менее 30 г/дм3 благоприятны для рассеивания УВ. ., | ч.

Подошвенные воды газовых залежей часто обеднены кальцием и обогащены натрием, т.е. характеризуются резко повышенным, по сравнению с фоновыми величинами, катионного коэффициента

(гЫа + гМй)/гСа. Проведенное нами изучение связи данного коэффициента с газоносностью показывает, что наиболее характерны для продуктивных структур его значения от 8 до 10.

Продуктивные газовые. структуры нижнемелового водоносного комплекса рассматриваемой части района содержат пониженное содержание йода и брома. Объясняется это тем, Что высокие концентрации данных элементов являются свидетельствами Застойности гидродинамического режима.

Содержание сульфат ионов в пластовых водах вблизи газовых месторождений варьирует от 20 до 100 мг/дм3. В непродуктивных структурах его содержание превышает 200 г/дм3- Наибольшее количество аммония установлено в пластовых водах структур, имеющих минимальное количество сульфатов.

Средняя глубина залегания верхнемелового водоносного комплекса в пределах исследуемой части бассейна 574 м. По величине минерализации верхнемеловой водоносный горизонт мало отличается от нижнемелового.

Средняя глубина залегания палеотенового водоносного горизонта 428 м. Минерализация вод-палеогенового горизонта в 1,5-2 раза ниже по сравнению с верхнемеловым и нижнемеловым водоносными комплексами. Для палеогенового водоносного комплекса характерен большой диапазон колебаний минерализации. Продуктивные пласты в палеогеновых отложениях выявлены преимущественно на глубинах 250400 м при довольно узком диапазоне колебаний минерализации - 2737 г/дм3. Минерализация менее 25 г/дм3 может рассматриваться как отрицательный признак возможности обнаружения залежей газа в палеогеновых отложениях. Содержание сульфатионов в подземных водах зоны замедленного водообмена Азовского ГР увеличивается от палеогенового водоносного комплекса к нижнёмеловому. Концентрация аммония менее 10 мг/дм3 является отрицательным призпаком газоносности в палеогеновом водоносном комплексе.

Северо-,Донбасский НГР. Рассмотрен палеозойский гидрогеологи-. ческий этаж для которого характерна обстановка повышенной гидрогеологической закрытости, доминирование в общем балансе запасов' седиментационных вод. Выявлена интересная особенность в изменении минерализации нижнекаменноугольных отложений. Соленость пластовых вод здесь снижается прямо пропорционально увеличению глубины залегания. Подобное явление характерно для многих бассейнов мира. В возбужденных бассейнах Шдтипа оно начинает проявляться с глубины около 3000 м. Объясняется это различными факторами: дегидратацией глинистых минералов (Никаноров и др., 1983),

| разбавлением солюционными водами (Колодий, 1985), влиянием глу-

бинных флюидов (Мартынова и др., 1986), механо-химическими про-1 цессами (Пецюха, 1985). По нашему мнению, важнейшая роль в опрес-

I нении пластовых вод принадлежит потоку пароводяных флюидов, ос-

вобождающихся при метаморфизме органического вещества в Донбас-1 се. Этот же ноток оказал решающее влияние на формирование зале-

жей,,УД.в Северо-Донбасском НГР. Возраст пластовых вод, определенный нами совпадает с периодами наибольшей тектонической активности зоны. В пределах Северо-Донбассского НГР значения галогенного коэффициента [(I + 0.2Вг)х1000]/С1 более 1 указывают на перспективность обнаружения УВ. Анализ распределения галогенного коэффициента в пределах рассматриваемой территории показал, что максимальные его значения приурочены к западной части. Концентрация аммония в водах нижнекаменноугольных отложений в пределах данного бассейна низкая и не превышает,б мг/дм3. В целом характер.распределения аммония в водах палеозойских отложений аналогичен поведению галогенного коэффициента. Максимальные концентрации йода в. каменноугольных, отложениях приурочены к прикамскому горизонту ' и составляют 18-40гмг/дм3, что в 2-3 раза выше, чем в других

горизонтах. В черемшанском горизонте северная и южная части района различаются по концентрации сульфатов - на юге оно минимальное — 50-70 мг/дм3, а на севере превышает 100 мг/дм3. • Низкая концентрация сульфатов в южной золе объясняется влиянием углеводородов. Это указывает на большую перспективность данной .зоны по сравнению с северной. В мелекесском и каширском горизонтах выявлены гидрохимические аномалии с минерализацией менее 20-г/дм3 при фоновой минерализации 100-130 г/дм3. Для этих аномалий характерны также максимальные содержания в пластовых водах гидрокарбо-нат;ионов, аммония, кремнезема. Наблюдаемое явление объясняется влиянием газовых скоплений.

Восточно-Предкавказская НГО. В пермско-триасовом водоносном комплексе области выделяется 5 зон. В зоне с минимальной минерализацией (менее 50 г/дм3) выявлены три нефтяных месторождения -Зурмутинскос, Совхозное, Ново-Колодезное. Сравнительный анализ изменения минерализации по всему разрезу осадочного чехла выявил ее закономерное увеличение от неогена (22 г/дм3) до юры (112 г/дм3), а затем уменьшение солености до 72 г/дм3в пермскотриасовом комплексе. Пермско-триасовый комплекс (по Капченко) находится под активным влиянием возрожденных растворов на седиментогенные воды.ха-рактеризующиеся латерально-вертикальной сквозь пластовой проводимостью. Продуктивные структуры, как правило, содержат пластовые

I !

воды меньшей минерализации. На всей территории с увеличением минерализации наблюдается рост параметров, характеризующих хронобаро-термическую историю комплекса и уменьшение коэффициента г№/гС1.' ' Карбонатный коллектор имеет более высокую концентрацию солей по " сравнению с терригенным. Аналогичная картина - мозаичного сниже- 1 ния минерализации в отдельных структурах водоносного комплекса на больших глубинах и приуроченность к этим участкам Месторождений нефти и газа наблюдается в пределах Южного Мангышлака. В.В. Ларичев (1987) объясняет паблюдаемое явление внедрением в хлоркаль-циевые рассолы глубинных маломинерализованных флюидов.

Осадки триасовых отложений накапливались в условиях сильно расчлененного рельефа. Периоды опускания и формирования нормалЁ- ' ных морских осадков сменялись регрессией моря, размывом накопившихся отложений, разбавлением соленых вод пресными. Важную роль в формировании физикохимических условий играла активная вулканическая деятельность в позднем триасе. Напряженный геотермический режим, сильная дислоцированность, внедрение интрузий способствовали относительно быстрой литификации псрмско-триасовых отложений. Приповерхностные горизонты, повидимому, подвергались интенсивному промыванию метеорными водами, в то время как более глубокие находились под влиянием вулканогенных (прогретых метеорных) вод. Такой режим в пермско-триасовом комплексе сохранялся до начала верхнеюрского времени, когда в пределах Предкавказья континентальная обстановка сменилась морской и прекратилась вулканическая деятельность. Прогрессивное погружение осадков и наличие жесткого основания способствовали отжатию большей части пермско-триасовых пластовых вод в низы средне нижнеюрских отложений. Но это не была механическая эксфильтрация. Химический и изотопный составы вод в процессе перемещения изменялись вследствие взаимодействия в системе, вода - порода (катионный и изотопный обмен). Часть пермско-триасовых вод вытеснила пластовые воды нижней и средней юры или смешались с ними, а другая разгружалась в периферических участках бассейна и через активные тектонические зоны. Синхронно с этими процессами 'в сильно дислоцированные отложениях пермско-триасово-го возраста Ькраинных частей бассейна началось внедрение с юга высокоминерализованных седиментационных вод из верхнеюрского эва-поритового бассейна. Эти рассолы вытесняли из краевой части метеорные воды и в различных пропорциях смешивались с отжимаемыми маломинерализованными вулканогенными водами. В глубоко погруженных зонах начали формироваться очаги маломинерализованных вод новой формации, которые образовались за счет связанных вод

I

глинистых отложений, В жестких термобарических условиях прогрессивного опускания осадочной толщи начинает формироваться современный специфический химический и изотопный состав вод пермскот-риасового комплекса. Точки, отвечающиеизотопному составу кислорода и водорода пластовых вод тех площадей,-где встречены нефтегаг зовые скопления, как правило, располагаются в,определенных областях. В пределах этих областей между изотопным составом и минерализацией вод существует обратно пропорциональная зависимость, а сами области.имеют более низкие значения 8180 и 50, чем области структур, не содержащих нефть. Не исключено, что утяжеленный изотопный состав подземных вод в зоне водонефтяного контакта характерен для случаев, когда нефть и вода сингенетичны, т.е. образовались, в одних и тех же отложениях, затем мигрировали в виде водонефтяного раствора в коллекторы и локализовались там.

Глава 5. Газогидрогеохимические закономерности • распределения нефтегазоносности •

» С целью определения условий формирований залежей УВ, установления количественных показателей нефтегазоносности в диссертации проанализирован весь фактический материал по водорастворенным газам примерно за 50 лет проведения геологоразведочных работ в трех бассейнах.

В нижнемеловом водоносном комплексе Азовского ГР газонасыщенность изменяется от 130 до 8930 см3/л, среднее значение 1^74хм3/л. Минимальные ее значения на севере территории, максимальные вблизи .Азовского месторождения, ,При удалении на расстояние 2000-2500 м от залежи газонасыщенности снижается,в-2-,3 раза до 600-800 см3/л, на расстоянии 5500 м еще в 2-3 раза до 280 см3/л. В скважинах, расположенных вблизи субширотных разломов газонаг сыщенность пластовых вод снижается. В краевых частях крупных тектонических элементов существенно изменяется химический состав водорастворенных газов. У В являются преобладающими в составе водорастворенных газов на основной части территории. При этом на долю метана приходится 60-95 об.%. Максимальная концентрация метана (до 96 об.%) приурочена к Азойскому поднятию.- При.удалении оттазоводяного контакта на 3—4,5 км происходит снижение содержания метана на 4-5 об.%. Наибольшее содержание азота - более 20 об.% на рассматриваемой территории приурочено к стыку Ростовского свода и Тузлов-Манычского прогиба. Концентрация С02 возрастает при удалении на 3000 м от газовой залежи в 2-6 раз.

Сравнительный анализ верхнемелового и нижнемелового водоносных комплексов по значению коэффициента Рт/Рпя пока-, зывает, что верхнемеловой водоносный комплекс характеризуется большим дефицитом насыщения газами, по сравнению с нижнемеловым. Концентрация тяжелых УВ в верхнемеловом водоносном комплексе (0,85 об.%) близка таковой в нижнемеловом (1,18 об.%).

В нижнекаменноугольном водоносном комплексе Северо-Донбасского НГР средняя газонасыщенность вод 780 см3/л. Среднее значение метана в водах исследуемых отложений 75 об.%. В южной части принадвиговой зоны в водах установлена высокая концентрация тяжелых УВ (среднее их содержание 6,7 об.%), а на севере территории их содержание более низкое. Величина концентрации тяжелых У В определяется расстоянием до нефтяной залежи. Наблюдается определенная тенденция к увеличению содержания азота с погружением. При движении по вертикали от визейского яруса к черем-шанскому горизонту концентрация тяжелых У В снижается в два раза. Источники поступления азота в воды и причины его повышенных концентраций различий. С этим связана и выявленная автором тенденция к увеличению содержания азота в пластовых водах с глубиной. Обращает на себя внимание приуроченность высоких концентраций С02 к повышенным содержаниям на данные глубинах азота и водорода. Воды черемшанского горизонта по .всей площади характеризуются повышенным содержанием водорода. Для мелекесскогО горизонта характерна общая высокая, газонасыщенность и повышенные концентрации метана (87-93 об.%). Воды содержат пониженное относительно нижележащих горизонтов содержание тяжелых У В. Концентрация водорода в мелекес-ском горизонте довольно низкая и в больщинстве случаев она превышает 0,3-0,6 об.%. Характерная особенность верейского горизонта — низкие содержание азота и С02. В каширском горизонте водород не был выявлен совсем.

Водорастворенные газы пермскотриасового комплекса Восточно-Предкавказркой НГО отличаются тем, что они чаще принадлежат к углекислометановому, щ не к метановому типу как в двух предыдущих ' бассейнах. Концентрация С02 варьирует от 2,05 до 64,29 об.%. Содержание азота, как правило, на порядок ниже углекислого газа (0,4610,07 об.%).

Таким образом, водорастворенные газы являются чуткими индикаторами, позволяющими прогнозировать наличие залежей УВ и их фазовый состав, уточня ть геологическое строение.

Глава 6. Использование данных о микроэлементах в подземных водах для прогноза нефтегазоносности

В этой главе приведены данные о компонентах подземных вод, позволяющих получить наиболее ценную информацию о характере движения, условиях формирования'ййлежей, геодинамических особенностях исследуемых структур (калий;"литий; рубидий, цезий, бром", йод), перспектив^ обнаружения рифогенных массивов (стронций); вероятной нефтегазоносности (радий, органические вещества).

■. • г ' ' ' ;

: 6.1. Первая группа химических элементов

КалЫ, Среднее содержание калия в пластовых водах пермскотри-асового водоносного комплекса 543 мг/дм3. В целом для мезозойских отложений калий в пермскотриасовом комплексе тесно связан с натрием (г'= 0,94), литием (г = 0,87). Максимальное количество калия в мезозойских отложениях выявлено в юрском водоносном комплексе и составляет 737 мг/дм3. Концентрации калия с глубинойот верхпеме-лово№ до пермскотриасового водоносного комплекса уменьшается. Причем с глубины 3200 м темп снижения увеличивается. Промышленный интерес для извлечения калия представляют нижнемеловой и юрский водоносные комплексы, где концентрация элемента превышает 700 мг/дм3. ч

Литий. Среднее содержание лития в водах нефтяных месторождений Восточно-Предкавказской НГО увеличивается с погружением от верхнемелового водоносного комплекса (6 мг/дм3) к пермско-триасо-вому водоносному комплексу (50 мг/дм3). Чем более кислая среда, тем выше концентрация лития в пластовых водах (г = -0,71). Анализ горных пород показывает, что они не являются источником поступления лития в подземные воды. Характер корреляционной зависимости между литием и другими элементами в разных водоносных комплексах различен. Так, в юрском водоносном комплексе литий тесно связан с цезием (г = 0,80) и стронцием (г = 0,72), в нижнемеловом со: стронцием (г = 0,86), и кальцием (г = 0,87), в верх^меловом с калием (г - 0,97) и рубидием (г = 0,95). Во все?: водоносных койпЛексах относительно высокие коэффициенты корреляции наблюдаются у лития со стронцием. В диссертации обосновывается предположение о значительной роли глубинных источников в накоплении лития в подземных водах.

Рубидий. Концентрация рубидия в пластовых водах Восточно-Предкавказской НГО увеличивается по мере погружения от верхнемелового

(среднее 0,17 мг/дм3) к цермскотриасовому водоносному комплексу (среднее 0,98 мг/дм3). Водоносные горизонты пермскотри-асового, юрского, нижнемелового водоносных комплексов представляют интерес для поиска здесь подземных вод с промышленным содержанием рубидия. Геохимия рубидия определяется несколькими разнонаправленными процессами: с одной стороны аналогично калию рубидий адсорбируется глинистыми минералами, с другой поступает в пластовые воды из пород (особенного вулканического происхождения) путем выщелачивания. Можно предположить влияние глубинных источников в накоплении элемента в пластовых водах.

Цезий. Наиболее высокая концентрация цезия в мезозойских отложениях приурочена к цермскотриасовому комплексу и составляет 0,44 мг/дм3. Выше по разрезу оно уменьшается до 0,11 мг/ дм3 в верхнемеловом водоносном комплексе. Геохимия цезия и рубидия близки. Однако между ними есть и существенные отличия, обусловленные разными ионными радиусами. Если повышение концентрации рубидия в пластовых водах пермскотриасового комплекса за счет вероятных источников глубинного гецезиса нивелируется в результате его адсорбции глинистыми минералами, то цезий накапливается за счет выщелачивания вулканогенных пород палеозойского фундамента. Цезий является наиболее надежным индикатором, указывающим на контакт пластовых вод с вулканогенными породами.

6.2. Вторая группа химических элементов

Стронций. Подземные воды Восточно-Предкавказской НГО в нижнемеловом — пермскотриасовом комплексах содержат стронций в количествах, представляющих промышленный интерес. Его высокие концентрации можно прогнозировать с высокой степенью достоверности, используя рассчитанные нами статистические модели. Установлено, что отношение Са/Бг в водах структур, содержащих залежи нефти на порядок ниже по сравнению с непродуктивными;.

Барий. Концентрация элемента в подземных водах мезозойских отложений варьирует от 9,!э до 20,3.мг/дм3. С глубиной содержание бария снижается от меловых отложений к пермскотриасовым., , Радий..Воды нефтяных месторождений Восточно-Предкавказской НГО содержат радия на порядок больше, чем непродуктивные структуры.

6.3. Третья группа химических элементов

БЬр]' В пермско-триасовом водоносном комплексе Восточно-Пред-кавказского бассейна среднее содержание бора составляет 46,9 иг/дм3 и не коррелирует с другими ионами пластовых вод. Выше по разрезу концентрация'бора'ВоЭ^'астает до 54,8 мг/дм3 в юрском водоносном комплексЙ|;74,'7 — в нижнемеловом; 103,8 мг/дм3 — в верхнемеловом. Наиболее высокая корреляционная зависимость выявлена у бора с германием в верхнемеловом водоносном комплексе (г = 0.57). В мезозойских отложениях наиболее перспективным для извлечения бора является верхнемеловой водоносный комплекс. Во всех стратиграфических подразделениях его распределение подчиняется нормальному закону распределения.

6.4. Четвертая группа химических элементов

Германий. Наиболее высокие концентрации данного элемента в водах мезозойских отложений содержит пермско-триасовый водоносный комплекс - 0,06 мг/дм3. В верх по разрезу происходит постепенное снижение его концентрации до 0,02 мг/дм3 в верхнемеловом водоносном горизонте. Главным фактором, контролирующим накопление германия в пластовых водах является температура.

6.5. Седьмая группа химических элементов

Йод.

В Азовском ГР максимальное содержание йода установлено в палеогеновом водоносном горизонте. Tiro средняя концентрация

5.6 мг/дм3. В верхнемеловом и нижнемеловом водоносном'горизонтах содержание данного элемента приблизительно одинаковоё (2,4 и

2.7 мг/дм3, соответственно). ''

Концентрация данного элемента в подземных водах пермскотриасо-

вого водоносного комплекса Восточно-Нредкавказской НГО варьирует в широких пределах от 1,1 до 62,3 мг/дм3 (при среднем значении 9,4 мг/дм3). Йод относительно равномерно распределен по всей исследуемой территории. Максимальные его концентрации зафиксированы в пластовых водах Ногайской ступени. Среднеё содержание йода в юрском водоносном комплексе нефтяных месторождений Восточно-Предкавказской НГО 9,2 мг/дм3. Это в 3 раза ниже по сравнению С Западным Предкавказьем 21,5 мг/дм'. Среднее содержание йода в нижнемеловом водоносном комплексе нарастает по сравнению с юрским в среднем до 13,1 мг/дм3. В целом йод связан слабыми корреляционными

связями с другими элементами. Наиболее высокая концентрация йода в мезозойских отложениях приурочена к верхнеловому водоносному комплексу 23 мг/дм3.

Среднее содержание йода в Северо-Донбасском НГР 8,7 мг/дм3. В каменноугольных отложениях данного бассейна было выявлено, что значения галогенного коэффициента (I + 0.2Вг)х103/С1 равные 1,05 — 1,15 характерны для объектов, содержащих У В скопления. Наиболее перспективная для обнаружения залежей углеводородов по величине данного коэффициента территория расположена на западе.

Анализ закономерностей распределения йода в водах трех бассейнов показывает, что он имеет органическое происхождение. Перспективным для извлечения йода из пластовых вод в Восточно-Предкав-казской НГО является верхнемеловой водоносный комплекс, а в Се-веро-Донбасском НГР прикамский горизонт. В пределах Азовского ГР воды йз палеогенового водоносного комплекса могут использоваться в качестве лечебных, главным образом, для наружного применения.

Бром. Построена статистическая модель, позволяющая определять долю брома различного генезиса в водах и рассолах зоны катагенеза.

Взаимоотношение значений бромхлорного коэффициента (Вг/ С1х1000) и концентраций йода (мг/дм3) в наибольшей степени аппроксимировано степенной зависимостью: I = 3706 (Вг/С1хЮ~3)"1,8095 (г = 0.95).

Эта кривая условно эвапоритового брома разделяет области подземных вод и рассолов, обогащенных и обедненных бромом. Накопление эвапоритового брома происходит в древних рассолах, возраст которых измеряется десятками и сотнями миллионов лет. Полученная ' кривая зависимости условной доли биогенного брома от концентрации йода показывает, что в интервале 1= 1-5-500 мг/дм3 биогенная составляющая может достигать 80%. Содержание магматогенного брома определяется за вычетом эвапоритовой и биогенной составляющих. Содержание магматогенного брома для района южного Канто (Япония) близко к значению концентраций брома в магматогенном флюиде Ари-ма (55 мг/дм3). Наибольшее количество условно эвапоритового брома (54-98%) характерно для артезианских бассейнов: Ангаро-Ленского, Припятского, Амударьинского, где развиты мощные галогенные толщи. Максимальные содержания условно биогенного брома (37 — 83%) присущи артезианским бассейнам: Парадокс, Анадарко, Западно-Копетдагскому, где осадочные породы обогащены органическим веществом. Высокие концентрации магматогенного брома предполагаются в подсолевом комплексе Припятского артезианского бассейна (4769%) и в горизонтах Датского и Паннонского бассейнов (51-58%).

Здесь 'широко развиты разрывные нарушения, по которым бром и другие элементы поступают в составе магматических эксгаляций.

Содержание брома в пермскотриасовом водоносном комплексе Восточно-Предкавказской НГО нарастает с северо-запада (территория зоны Манычских прогибов, примыкающая к Ставропольскому своду, — менее 100 мг/дм3 до 400-500 мг/дм3на юго-востоке (Та-■ ' ловская и Ногайская ступени). Среднее содержание брома 269, что '1 на 65 мг/дм3 выше среднего его содержания в мезозойских отложениях. С высокой степенью точности содержание брома в рассолах пермскотриасового комплекса можно прогнозировать, используя степенную модель: ; Вг = 0.2066Са08258 (г - 0.98). В юрском водоносном комплексе среднее содержание брома возрастает до 298 мг/дм3, а в нижнемело-''' вом водоносном комплексе снижается до 124 мг/дм3. В Северо-Дон-басском ИГР среднее содержание брома в водах каменноугольного '''' возраста составляет 392 мг/дм3. Содержание брома в различных бассейнах определяется тем, в какой части бассейна расположен исследуемый объект.

б. 6. Восьмая группа химических элементов <

Инертные газы. При проведении поисковоразведочных работ на нефть газ в пределах юга России в составе свободных и водора-створенных газов изучалось и содержание инертных газов. Эта информация не находила практического использования, хотя её анализ можС'т способствовать повышению эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ. Кроме того, проведенный В.П. Якуцени (1998) анализ показывает, что на протяжении свыше 40 лет динамика производства гелия сохраняет тенденцию к постоянному росту в объеме 4-5% н год. Основным производителем гелия в мире является США, на долю которого приходится 91% мировой добычи.

В пределах Азовского ГР максимальная концентрация гелия приурочена к зоне сочленения Скифской плиты и Восточно-Европейской платформы. Очень высоким гелиесодержанием (по Якуцени) характеризуются газы Северо-Донбасского 11ГР. Максимальные его концепт-рации 0,6-1,0 об.% зафиксированы вблизи сочленения ЮСВА и Сар-матско-Туранского лениамента. По мере удаления на север от Главного Каменского надвига содержание гелия в водах каменноугольных отложений уменьшается.

б. 7. Органическое вещество подземных вод

Нами были изучены' ИКспектры пластовых вод: из нижнетриасовых отложений Восточно-Предкавказской ЙГ£).< мефЭойскр-кэй;юзрй-, ских отложений Азовского ГР, каменноугЬльных.отложений'Северо-ДонбасскогоНГР. Методом ИКспектроскопии,изучались также нефти и газоконденсат из вышеуказанных бассейнов. В результате ИКспектры пластовых вод по характерным полосам поглощения (п.п.) разбились на группы. .

Первая группа объединяет ИКспектры водорастврренногаоргаг; .. нического вещества пластовых вод нижнетриасовых- обложений Вот,-, сточно-Предкавказской НГО. Здесь проявляются п.п. 1700 см"1, отвечающие кислородсодержащим веществам, ароматическим 1600;и .: 1450 см-1. Присутствуют группы СН2 (2925 см"1), которые являются составной частью нафтеновых гексацикланов, СН3 изопропиль-ные (1370 и 1170 см"1). К первой группе были отнесены также спектры водорастворенного органического вещества триасовых отложений юга Сальского вала. Они оказались практически идентичными спектру скв. 10 Иадеждинской из Восточно-Предкавказской НГО. Это явление обусловлено единой генетической природой этих вод. Детальный анализ всей совокупности гидрогеохимической информации, в которой ИКспектроскопия играла одну из основных ролей, позволил триасовые отложения Сальского вала считать генетически едиными с таковыми Восточно-Предкавказской НГО. При одинаковой характеристике спектры водорастворенного органичес- , кого вещества данной группы различаются по интенсивности полос поглощения, что объясняется различной концентрацией нефтяных углеводородов в исследованных пробах.

Вторая группа объединяет спектры водорастворенного органического вещества Азовского, ГР, в которых можно выделить две подгруппы спектров. В спектрах водорастворенного органического вещества пластовых вод выделяются две подгруппы. В спектрах водорастворенного органического вещества пластовых вод первой, подгруппы проявляются полосы очень слабой интенсивности: 1730, 1600, 1470 см"1. Характерным является наличиб широкой полосы 3400 см"1. П. п. при 720 см"1 отсутствует. ИКсцёктры данных площадей свидетельствуют или об отсутствии залежей УЙ или об их значительном удалении от залежей. Ко второй.подгруппе отнесены ИКспектры водорастворенного, органического вещества, где проявляются очень интенсивно полосы 1720 и 1,280 см"1, а меньшей интенсивности 1600, 1470, 1380 см-1 и совсем.слабые 720 см"1.

Отличительным признаком данной подгруппы от первой является отсутствие п.п. при 3400 см"1. П. п

1730 см"1 свидетельствуют о высокой концентрации группы СО, а одновременное присутствие п.п. 1290 см-1 позволяет сделать вывод о наличии непредельных эфиров. Анализ .спектров приводит к выводу о наличии газовых залежей вблизи данных интервалов.

Третья группа объединяет ИКсггектрЫ1 пластовых вод Севсро- : Донбасского НГР. Здесь нами выделено три подгруппы. В ИКспек-трах цервой подгруппы проявляются двс'оСйовнЫг'е полосы 720 730'сн-1 и 1460 — 1470 см"1 (остальные полосы отсутствуют)."Ис- -ходя из характеристики спектра, можно сделать вывод бнйяиЧйй нефтяных скоплений в исследованных пластах, причем нефти высо- • ко парафинистые. ИК Спектры органического вещества пластовых 1 вод данных площадей оче'нь близки спектру нефти площади Тиш-кипская (интервал 2080 —; 2086 м). что указывает на их генетическую связью • '• " ■ • '

Вторая подгруппа объединяет пластовые воды, где в ИКспектрах хорошо проявляются п.п. 1460-1470 см~' и 1380 см"1. Значительно слабее п.п. 1730/1600 см-1 и совсем слабые 715 — 720 см-1. Исходя из этого, можно сделать вывод, что состав органического вещества пластовых вод смешанный. Присутствуют парафины, нафтены и ароматические У В с преобладанием нафтеновых и ароматических. Сравнительный анализ ИКспектров органического вещества пластовых вод и газоконденсата показывает их генетическое единство. Следовательно, исследуемый пласт содержит газоконденсатные залежи. В третью подгруппу попали спектры; где проявляются очень слабые п.п. 1470 и 1380 см1. Данные пластовые воды содержат только фоновую концентрацию УВ.

Для идентификации водорастворенного органического вещества пластовых вод были рассчитаны спектральные коэффициенты. Оказалось, что пластовыеводы мезбзо'йско-кайнозойских отложёний Азовского ГР существенно отличаются (й* "йод каменноугольных отложений Северо-Донбасского НГРйо значениям' коэффициентов К4'-'Д1600/ Д1460 иК5 = Д1370/Д1460. ВоДЫ Азовского' ГР имеют К4и К5, в среднем равные 2,35 и 0,56,Северо-ДойбаСбкого НГР - 0,33 и 0,35 ' ' соответственно. •■''• - 1 'т

ИКспектроскопия является эффективным методом обнаружения залежей УВ>и их. фазового состоянйя. Спе^трЫ плабтовых вод разных горизонтов существенно отличаются по конфигурации кривой, что позволяет использовать Предложенную методику для идентификации источника поступления воды в'скважину.

Глава 7. Методы палсогидрогелогических реконструкций

7.1. Конкреционный анализ

. * г.

При палеогидрогеологических реконструкциях важно получение фактической вещественной информации, позволяющей воссоздать Состав исследуемых водоносных комплексов на определенные моменты геологической истории. Метод конкреционного анализа позволяет решать эту задачу. Вследствие физикохимических особенностей нефти и газа конкреционный анализ нефтегазоносных формаций имеет свои специфические задачи. В комплексе с другими методами он может использоваться для предварительной оценки нефтёпроизводящего потенциала пород, выявления зон развития древне инфильтрационных вод. Нами . были проанализированы закономерности распространения конкреций в пермскотриасовых отложениях Восточно-Предкавказского бассейна (Назаренко, 1985). В качестве отправного использовалось положение, согласно которому (С'-трахов, 1953; Македонов, 1957; Зарицкий, 1959) состав и морфология конкреций определяются условиями диагенети-ческого этапа развития пород. Ожелезнение пород резервуара для прогноза нефтегазоносности использовали Е.С. Ларская, Е.А. Горюно-ва, Л.Б. Борисова (1?>96). Они установили, что в участках, где породы богаты гидрооксидами железа, УВскоплений нет, а где гидрооксиды железа отсутствуют - - УВсконления мо1ут быть. В породах с гидрооксидами железа практически не встречаются ХБА.

Преобладание в пределах пермскотриасового комплекса сульфид-ножелезистых конкреций объясняется гипотезой М. Кейта (1982), согласно которой в позднепермское время воды океана испытали резкий переход от режима хорошо аэри-рованных (в основном за счет вулканогенной ,С02) и перемошан-ных к застойному, что привело к массовому вымиранию организмов, создавших отлагающиеся осадки, чрезвычайно ( насыщенные органикой. Таким образом, Пермскотриасовые отложения ,, Восточного Предкавказья во многих районах явились основным источником УВ, которые при благоприятных условиях вертикально мигрировали и заполняли ловушки триасового и юрского возраста. Конкреционный анализ в комплексе с другими методами поз-воляет обоснованно наметить зоны для постановки поиско-воразведочных работ.

7.2. Формирования вод зоны катагенеза

С применением хронобаротермического метода изучены особенности формирования ряда нефтегазоносных бассейнов (Резников, Назаренко,

1983, 1985, 1991, 2001 и др.)., Рассмотрим эволюцию гидрогеологических условий Припятско-Днепровско-Донецкой палеорифтовой системы на примере среднекаменноутольного водоносного комплекса.

В конце ранней перми палеоглубины залегания комплекса достигали 3,5-4,0 км на юго-востоке ДнепровскоДонецкой впадины, 2,0-3,7 - в пределах ЮСВА, 4,0-9,0 - па территории Донбасса, 2,4-3,2 - в границах Доно-Медведицкого авлакогена, 2,1-2,5 - на Приволжской моноклинали, 1,5-2,5 км- в южной части Прикаспийской впадины. К этому рубежу водонапорные горизонта среднего карбона существовали в течение 54-60 млн лет на территории Днепровского грабена, Донецкого и Карпинского прогибов, Прикаспийской впадины были надежно изолированы длительное время (10-15 млн лет) мощной галогенной толщей. Принято, что мощность нижнепермской галогенной толщи до инверсии изменялась следующим образом: в пределах ЮСВА от 200 до 500 м, в Восточном Донбассе - около 1000 м, в Доно-Медве-дицком грабене от 300 до 600 м. На Приволжской моноклинали современная толщина кунгурских эвапоритов — 700-900 м, на Карасальской -дб 1600, в южных районах Прикаспийской впадины'!00-1900 м.

Для оценки палеоминерализации подсолевых рассолов на различных этапах геологического развития бассейна использовалось предложенное нами уравнение:

М = 150Et - 70ЕВ + 651gT - 751gl + 80Д + 150 ± 0.2Mn(N = 20, г = 0.88).

В итоге определена палеоминерализация рассолов среднекаменноутольного комплекса, которая составила: в пределах ЮСВА 94-138 г/ кг, Восточного Донбасса 52-129, Доно-Медведицкого грабена 98116, Приволжской моноклинали 122-138, юга Прикаспийской впадины ^31-^220 г/кг. .... ..."' ..,„.

В посткунгурское время ЮСВА, Донецкий прогиб и Доно-Медве-дицкий грабен развивались в инверсионном режиме различной интенсивности, что нашло свое отражение в изменении минерализации рассолов. Для количественной характеристики процесса использована разница значений современной и палеоминерализации (М - Мц). Минимальные величины ДМ (до 84 г/кг) соответствуют Дойбассу и про' гнозно кряжу Карпинского. Здесь катагенез и динамокатагенез угольных пластов и рассеянного ОВ пород обусловили образование сотен кубических километров органогенной и возрожденной воды, приведшей к снижению минерализации исходньгх рассолов в 3 — 5 раз. Возникли и колоссальные объемы мётана - более 1000 трлн. м3 (Ильченко и др., 1985). Мощный газоводный поток двш-ался на север - в пределы ЮСВА и на восток - в югозападную часть Прикаспийской впадины. Поэтому

в межнадвиговой зоне ЮСВА отмечены отрицательные значения АМ (-29 ч-6 г/кг), тогда как в принадвиговой зоне доминкрова-ли нормальные процессы концентрирования рассолов и значения ДМ оказались положительными (+13 + +65 г/кг). Лишь вблизи области современной инфильтрации в пределах Воронежской антек-лизы отмечены участки опреснения рассолов. Наиболее низкие значения АМ (-82 г/кг) характеризуют район Астраханского свода, а в пределах юговосточного борта Прикаспийской впадины величина АМ значительно возрастает (до -45 + +4 г/кг)- В первом случае, несомненно, сказалось опресняющее влияние газопарового потока из Донецкого и Карпинского прогибов, а во втором на площадях Кенкияк, Жанажол и Каратон влияли местные потоки возрожденных вод из прилегающих депрессионных участков. На генетическое единство газа и пластовых вод Донбасса и межнадвиговой зоны указывают многие факторы. В том числе, близость изотопного состава дейтерия и кислорода-18 пластовых вод района (5Б -53 + -69%0 8 1вО = -6,2 г- -9,7%0). Изотопный состав углерода метана месторождений Северо-Донбасского НГР по данным Ф.А. Алексеева и др., 1979 изменяется в пределах от —31,5%0 до —41,1%0 Примерно такие же значения изотопов углерода имеют каменные угли и антрациты Восточного Донбасса. Идентичность содержания тяжелых У В в газах месторождений и в угольных пластах Восточного Донбасса.

Для Восточного Донбасса нами получены значения палеодавлепий на палеоглубинах 4000-6000 м, равные 58-81 МПа, в предположении, что параметр АТ = 10 млн лет. Следовательно, превышение над гидростатическим давлением составляло 18-21 МПа, т.е. ниже, чем в случае поровых давлений, и отвечает механизму флюидоразрывов и выбросов г^зоводных флюидов из глинистых пород в резервуары. В результате инверсии пластовые давления снижались до 3-10 МПа, а разрез карбона подвергся очень сильной дегазации. В пределах ЮСВА палеодавления достигали 21-57 МПа и превышали современные давления на 3-40 МПа. Весьма показательно, что это превышение закономерно снижается г. удалением на север от складчатого Донбасса. Так, в межнадвиговой зоне оно было около 38-40 МПа, а в принадвиговой - 3-12 МПа.

На территории Доно-Медведицкого авлакогена, Приволжской моноклинали, Прикаспийской впадины основную герметизирующую роль играла кунгурская сотсносная толща. Поэтому величина параметра АТ с учетом перерывов в осадконакоплении варьирует от 25 до 53 млн лет. Значения налеокоэффициентов аномальности в пределах

Доно-Медведицкого грабена составляли 1,06-1,14, на Приволжской моноклинали - 1,7-1,10, а в недрах 1 [рикаспийской впадины -1,191,38. Величины палеодавлений достигали соответственно 27-39, 2228,18-30 МПа. Инверсионное развитие ДоноМедведицкого авлакоге-на обусловило снижение пластовых давлений на 14-24 МПа. В остальных районах в результате продолжающегося погружения подсоле, вых горизонтов установлен рост пластовых давлений в основном на 13-49 МПа.

В диссертации проведен графический анализ значений М - М|( и Р0~ Рп. Выделено два поля точек: нижнее и верхнее. В нижнем поле разместились данные по площадям Восточного Донбасса, ЮСВА, ДоноМедведицкого авлакогена, которые отличались инверсионным режимом развития. Аномальное положение занимает район Астраханского свода в связи с резким опреснением пластовых рассолов. Это еще раз свидетельствует о весьма эффективном преобразовании местных гид-рогрологических условий за счет мшрации мощного газоводного Потока из прогибов Донецкого и Карпинского. Повидимому, в югозапад-ной части Прикаспийской синеклизы по этой причине формировались преимущественно газоконденсатные скопления. В восточной части Днепровского грабена установлено максимальное превышение современной минерализации рассолов (300 г/кг) над ее палеовеличиной (120 г/кг), причем значение Р0~Рп равно +18 МПа. Это свидетельствует о том, что в посткунгурское время здесь происходило нормальное погружение среднекаменноугольного комплекса, рассолы которого интенсивно концентрировались за счет двустороннего диффузионного потока солей из эвапоритовых толщ - нижнепермской и верхнедевонской.

Определение катагенетического возраста пластовых вод СевероДонбасского НГР и ВосточноПредкавказской НГО проведено нами по формуле:

Тв= Аех (1аМхЕ)/Евх^ (ЗО/0)х1О,оо°/т± 0.2Те,

Где Тв - катагенетический «возраст» седиментационных вод, млн. лет; М общая минерализация, г/л; Т - пластовая температура, К; А0 -поправочный коэффициент, учитывающий повышение уровня энергии активации седиментационных вод с ростом температуры, 0 - катион, ный коэффициент (эNa++эMg2+)/эСа2+, предложенный А.Н.Резниковым (1983) в качестве количественного критерия оценки возраста пластовых вод и рассолов.

Возраст вод из коллекторов среднекаменноугольных отложений центральной зоны Северо-Донбасского НГР (Резников, Назаренко, 1985) 226-370 млн лет. К югу происходит его уменьшение.

В Восточно-Предкавказском бассейне исследовался пермско-триа-совый комплекс (Назаренко, 1985). Воды, имеющие максимальный возраст (более 175 млн лет), расположены в центральной части (площади Зимняя Ставка, Восточная, Байджановская, Плавненская), а также в пределах Таловской ступени. На запад и восток происходит снижение возраста пластовых вЬд более чем на 50 >1лн лет. Полученные величины хорошо согласуются с выводами, сделанными на основе изучения петрографии, геохимии нефтеи'й газой;,( 6'различней степени закрытости системы в восточной и западной частях бассейна.

7.3.Хронобаротермическййметод изучения коллекторов

На литологофациальные особенности пород в ходе геологической истории бассейнов накладывается их преобразование в результате геодинамических процессов. Нами разработаны количественные критерии оценки показателей, плюабщих на изменение коллекторских свойств в ходе геологической истории. ¡. ^

Хронобаротермический метод основан на использовании комплексных показателей, характеризующих особенности геотермического,' геобарического и тектонодинамического развития нефтегазоносных бассейнов земного шара (Резников, 1982; 1988; Резников, Назаренко, 1991).

7.3.1. Методика прогноза коллекторских свойств карбонатных пород

Прогноз коллекторских свойств карбонатных пород выполнен на основе установленных корреляционных зависимостей открытой пЬри-стости и проницаемости известняков и доломитов от величин комплексных показателей, учитывающих особенности геотермической, геобарической и геодинамической истории развития осадочнонородных бассейнов (Резников, Назаренко, Хрупина, 1998). По данным 110 объектов нами получено уравнение множественной корреляции.

шо= 19,8 + 5,7Et- 5,5ЕВ- 24,2Д ± 0,29шо,

Оно характеризуется величиной совокупного коэффициента корреляции rs=0,60 и среднеквадратичной погрешностью 29%, т.е. может использоваться для оценки фоновых значений открытой пористости (шо) известняков и доломитов в зоне катагенеза. Веса факторов свидетельствуют, что роль ЭГХТ и УПДК количественно соизмерима'(+35,2% й—37,7%), но отражает противоположные тенденции

в преобразованиях карбонатных коллекторов. Фактор уплотняющего давления Ев оказывает явное тормозящее противодействие (-27,1%) процессам выщелачивания и растворения карбонатных пород на больших глубинах, которые инициируются высокими температурами. Существенна роль и флюидотермального эффекта в увеличении объёма пустотного пространства. Рост экспоненциального хроноградиента уплотняющего давления приводит к смыканию пор, каверн и трещин. Влияние динамокатагенеза сказывается на процессах перекристаллизации структур карбонатных пород и способствует ухудшению коллек-торских свойств.

Для характеристики проницаемости нами предложено следующее уравнение: ' "

^к = 2,54 + 0,39Е(-0,37Ев-1,64Д ±0,24^к Это уравнение может использовап>ся для оценки фоновых величин проницаемости известняков и доломитов в зоне катагенеза.

Во многих регионах на больших глубинах отмечались интервалы распространения аномальных карбонатных коллекторов, отличающихся аномально высокими значениями открытой пористости и проницаемости. Однако до сих пор отсутствовали четкие количественные критерии их выделения. Мы предлагаем применять для этой цели предложенные уравнения.

Таким образом, коллекторские свойства карбонатных пород определяются как генезисом, так и последующими эпигенетическими процессами. Условия седиментогенеза формируют направленность и интенсивность дальнейших преобразований пород при погружении и обусловливают принципиальные различия в строении их пустотного пространства. Уплотнение карбонатных пород, в отличие от терригенных, не оказывает решающего влияния на формирование пустотного пространства, что связало с наличием жесткого каркаса, с первичной его неоднородностью и с высокой растворимостью карбонатных минералов.

7.3.2. Методика прогноза коллекторских свойств терригенных коллекторов

"" Рассмотрена задача прогноза коллекторских свойств терригенных пород на больших глубинах. Для этого проведено исследование корреляционных зависимостей открытой пористости и проницаемости песчаников от комплексных геологических параметров: экспоненциальной Геохронотермы (ЭГХТ Е ), экспоненциального хроноградиента уплотняющего давления (ЭХГУД, Ев) и условного показателя динамокатагенеза (УПДК, Д).

В результате множественной корреляции получены следующие уравт нения для определения величин открытой пористости и проницаемости: m =. 42i4 + 0,53Е( - 7,ЗЕВ 7 34,2D ± 0,24т . lgk = 5,34 - 0,24Et- 1,46ЕВ- Д,92J) ±,Q,21gk, , Определение весовых значений факторов показали, что,роль фактора УПДК первостепенна (т55,12%), на втором месте находится фактор уплотняющего давления (-41.34%) и на третьем — экспоненциальная геохронотерма ( КЗ,54%), т.е. на пористость песчаников в зоне катагенеза отрицательно влияет степень геодинамической возбужденности и уплотняющее давление, и положительно длительное воздействие высоких температур. В преобразованиях проницаемости на передний план выступает фактор ЭХГУД (-63,82%), далее следуют факторы УПДК (-23,82%) и ЭГХТ (-12,36%).

Выведенные уравнения характеризуются совокупными коэффициентами корреляции 0,72 и 0,65, соответственно, и среднеквадратичной погрешностью

24% и 20%, т.е. могут использоваться для оценки фоновых значений открытой пористости (то) и проницаемости (к) песчаников в зоне катагенеза. Фактор уплотняющего давления Ев оказывает явное тормозяшее противодействие процессам глубинной коррозии зерен полевых шпатов, кварца и растворения цементирующего вещества, которые инициируются высокими температурами. Рост ЭХГУД отражает смыкание первичных и вторичных пустот. Влияние динамокатагенеза сказывается на процессах более плотной укладки зерен и способствует ухудшению пористости и проницаемости. , .

Глава 8. Оценка перспектив нефтегазоносности

8.1. Северо-Донбасский ИГР

Перспективы нефтегазоносности связываются со слабо изученными территориями, а также с глубокопогруженными каменноугольными отложениями подряд в иговой зоны. Основными критериями, позволяющими положительно оценивать перспективы нефтегазоносности комплексов карбона, являются: наличие коллекторов, покрышек, нефте-щзопродуцирующих пород, благоприятные структурные и гидрогеологические условия, геохимические показатели условий седиментации и установленная нефгегазоносность в принадвиговой зоне и газоносность в межнадвиговой зоне.

>1 , I ■

Наряду с известными направлениями, связанными с обнаружением . залежей нефти в каменноугольных отложениях, актуальной является постановка проблемы поиска залежей в новых, до настоящего времени неизученных объектах. К таковым относятся породы фундамента ЮСВА и девона.

Каменноугольная система. В карбонатной формации большие перспективы связаны с обнаружением рифовых массивов, которые могут располагаться в южной части ЮСВА в зоне его сочленения с Донбассом.

Максимальная концентрация битумоидов в палеозойских отложениях ЮСВА приурочена к нижнему отделу каменноугольной системы. Анализ распределения ХБА свидетельствует о широком развитии вертикальной миграции из нижнего в средний карбон.

Максимальные концентрации ХВА в пределах терригеннокарбо-натного комплекса зафиксированы в зоне, примыкающей к СевероДонецкому надвигу. Это Глубокипский и Курнолиповский участки, где величина ХБА превышает 0,08%. К северу в породах комплек;, са содержание ХБА уменьшается. Содержание ХБА в породе че-ремщанского горизонта более 0,08%, что отвечает продуктивным структурам. В пределах Березовского поднятия состав водораство-ренных газов характерен для продуктивных газовых структур с газоконденсатом. В аргиллитах Березовского поднятия концентрация битумоидов более низкая (ХБА = 0,0596; ДССБА = 0,0230). На Глубокинском поднятии рассеянное органическое вещество изучалось в аргиллитах, алевролитах и песчаниках. Наибольшее содержание битумоидов определено в алевролитах и аргиллитах (ХбА 0,156%), а в песчаниках оно в 2 раза ниже (0,08%). Остаточных битумоидов ДССБА и миграционных ХБА определено равное количество в разных породах. По данным изучения отражательной спо-, собности витринита в скв.1Глубокинской породы Горизонта находятся на каменноугольной стадии преобразования. По шкале ВНИГ-РИ (1981), это градация катагенеза ЖМКЯ, когда генерация микронефти достигает максимума.

Благоприятными признаками, свидетельствующих о наличии нефтегазовых скоплений в карбонатной формации являются: гидрокарбонат сульфатный коэффициент (более 1), отражающий течение процессов сульфатредукции У В; галогенный коэффициент (более 1), дающий представление о степени насыщенности пластов органикой; газонасыщенность; количество в водах метана; тяжелых углеводородов. К ЧИСяу перспективных ДЛЯ ппвтприпт^пц^а ч ..........а уд в слоях

С, - С,"иг могут быть отнесены: Верхне-!Гййй(й^^^таикиш¥нское> 1 2 ^ к I библиотека Г

| С. Петербург 5

1 ОЭ МО ..Л

.Власовское, Роговское, Еланьское, Березовское, Южно-Плотинское, Можаевское, Пиховское поднятия. Величины галогенного коэффициента более 1 указывают на перспективность обнаружения УВ в западной части Северо-Донбасского НГР. Анализ гидрохимической обстановки указывает на перспективность обнаружения залежей УВ в нижнекаменноугольных отложениях поднадвиговой зоны и прилегающей к ней территории (Назаренко, Резников, 1994).

В карбонатно-терригенной формации перспективно обнаружение лито логических ловушек в линзовидных песчаниках, замещающихся во всех направлениях глинами. Степень перспектив нефтсгазоносности палеозойских отложений на ЮСВА возрастает с запада на восток при движении.от Миллеровского поперечного поднятия в сторону СевероКаспийской впадины. .

В черемшанском горизонте наиболее перспективной для обнаружения залежей У В является западная часть территории, примыкающая к Украине. Исходя из гидрогеохимической характеристики перспективен черемшанский горизонт в пределах Еланьского и Пиховского поднятий. В.мелекесском горизонте выделено несколько гидрохимических аномалий с минерализацией менее 20 г/дм3 при фоновой минерализации 100-120 г/дм3. Своим происхождением они, вероятно, обязаны аккумуляции УВ после их вертикальной миграции. Учитывая это, а также увеличение газонасыщенности вод по мере приближения к межнадвиговой зоне южная часть при-надвиговой зоны является наиболее перспективной для обнаружения залежей УВ газа в данном горизонте. По гидрогеохимическим критериям в мелекесском горизонте к числу перспективных относятся неантиклинальные объекты, расположенные в зоне повышенных мощностей песчаников 12 я 14, в частности, Митякинское поднятие, земли в районе Глубокинского и Грачикского поднятий. Ацалогрчцый вывод можно сделать и но залегающим выше еврейскому и. каширскому горизонтам. Особенно высока перспективность обнаружения залежей УВ газа в каширском.горизонте Никитинского и Восточно-Глубокинского поднятий. Подольский горизонт перспективен дня обнаружения залежи газа на Глубокинском поднятии.

В черемшанском горизонте возможно обнаружение скоплений нефти с газовой шапкой на Грековском, Южно-Грековском, Волошинс-ком, Восточно-Волошинском и Пограничном поднятиях, а в мелекесском горизонте Южно-Грековского и Пограничного поднятий газа. Территория к северу от Волошинской площади относится к малоперспективным для обнаружения залежей У В.

8.2. Азовский газоносный район

На территории ГР выявлены залежи УВ в мезозойско-кайнозойс-ких отложениях. Перспективность открытия скоплений нефти и газа в породах более древних, чем ранний мел, остается открытой. В то же время в последние годы появилась некоторая гидрогеологическая информация, позволяющая получить определенное представление о характере насыщения этих пород. При исследовании водорастворенного органического вещества скв.740 Екатериновской нами методом ИКс-пектрометрии выявлены признаки нефтегазоносности. По данным бурения Екатериновской структуры перспективными для обнаружения нефти в нижнекарбоновых отложениях является эта структура, а также Дарагановская и Самойловская структуры.

Минерализация пластовых вод продуктивных структур меловых отложений 35-45 г/дм3, при вариациях катионного коэффициента от 8 до 10. Концентрация сульфатионол вблизи газовых месторождений изменяется, как правило, в интервале от 20 до 100 мг/дм3, коэффициент 804х100/С1 от 0,21 До 1,21. В непродуктивных структурах содержание сульфатионов превышает 200 мг/дм3, 804х100/С1 более 1.5. Максимальная концентрация аммония в водах комплекса выявлена на востоке рассматриваемой территории и совпадает с зоной, характеризующейся минимальным количеством сульфатов в пластовых водах. В водорастворенном органическом веществе данной зоны методом ИКспектроскопии выявлено наличие п. п., которые свойственны , жидким углеводородам. Таким образом, весь рассмотренный материал: пониженное содержание сульфатов, повышенное количество аммония в водах, присутствие в водах в виде водорастворенногО органического вещества составляющих жидких углеводородов позволяет район площадей Касеновская, Чепрановская, Краснополянская отнести к перспективному для обнаружения залежей жидких углеводородов. В пределах Азовского ГР наиболее перспективными для обнаружения залежей УВ является зона сочленения Ростовского свода с прилегающими геологическими структурами на востоке. Анализ лбкальных пьезометрических данных в верхнемеловом водоносном горизонте указывает на благоприятные условия формирования и сохранения гидродинамических залежей газа в пределах Ростовского выступа. В районе Таганрогского залива возможно наличие зоны с пониженным давлением и наличием залежи УВ газа.

Продуктивные объекты в палеогеновом комплексе выявлены в диапазоне, мвдерализации 27-37 г/дм3. По характеристике водораство-ренных газов наиболее перспективной в палеогеновых отложениях

являются южная и восточная части Азовского ГР. Перспективность Целинской седловины и Сальской зоны поднятий возрастает с севера на юг. - •

B.C.. Назаренко иг др. (1991) перспективы развития газодобывающей промышленности юга Ростовской .области связывают с зонами нефтегазонакопления: Новобатайско-Куго-Ейской; Хомутов-ско-Кавалеровской; Егорлыкско-Самарской; Пеювановско-Северо-Зеленой.

8.3. Восточно-Предкавкаэская НГО

Пермско-триасовый комплекс является одним из основных перспективных объектов поисково-разведочных работ на нефть и газ. Анализ условий формирования и современного состояния позволяет наметить перспективы его нефтегазоносности. В пределах Кумского проги-

■ ба перспективными на нефть являются отложения верхнего триаса.

■ Отложения комплекса Таловской ступени не испытали существенного ^ влияния инфильтрапионных вод и пефтематеринские породы явились

здесь и вмещающими залежи. Наиболее перспективной на нефть в Озек-Суатском поднятой является верхняя часть разреза данного комплекса. Пермскотриасовые отложения Величаевско-Максимокумского вала характеризуются как зона максимальной генерации нефти. В Арз-гирском прогибе можно предположить высокую степень сохранное™ нефтегазовых скоплений в описываемом объекте. Применение хроно-баротермического анализа привело к выводу, что месторождения углеводородов приурочены к тектоническим элементам с максимальной напряженностью геодинамических условий. В пределах исследуемого бассейна таковыми являются Величаевско-Максимокумский вал и Та-ловская ступень. Анализ распределения рассеянного органического вещест ва в стратиграфическом разрезе пермско-триасового комплекса позволил установить, что месторождения нефта образовались за счет • сингенетичного органического вещества комплекса. Наиболее перспективными являются восточные и центральные части территории, а • на западе, в основном, встречаются остаточные битумоиды. Это свидетельствует о завершенном процессе реализации нефтегазопроизво-дящего потенциала. Образовавшиеся здесь углеводороды мигрировали в вышележащие отложения. Значительный процент аллохтонных битумоидов в нижнес.редне триасовых отложениях республики Дагестан свидетельствует о важной роли процессов миграции н формирова-, пнии залежей.

Анализ закономерностей изменения химического состава пластовых вод триасовых отложений площади Екатериновская, расположенной в пределах Сальского вала, привел к выводу о'генетическом , единстве пластовых вод триаса Восточно-Прсдкавказской НГО и Саль-,ского вала. По результатам исследования водорастворенного органического вещества триасовые отложения Сальского вала отнесены к перспективным для обнаружения здесь залежей УВ.

Наиболее перспективными для выявления месторождений УВ в отложениях триаса на территории Западного Предкавказья являются рифогенные образования (Назаренко, Бойко, Пушкарский, 1989). Они получили локальное распространение среди индскоанизийской карбонатной формации (площадь Великая), а также прослеживаются непрерывной полосой вдоль Пшекиш-Тырнаузской и Ахтырской зон в но-рийских образованиях.

8.4. Ресурсы углеводородов в акваториях морей Южного Федерального округа

С шельфом Каспийского, Черного и Азовского морей связываются надежды на обнаружение новых залежей УВ. Оценка прогнозных ресурсов нефти и газа акваторий произведена хронобаротермическим вариантом объёмногенетического метода. Богатым УВ в акватории Российского сектора Черного моря является Туапсинский прогиб: минимально возможные ресурсы нефти достигают 2,5 млрд т, а газа -635 млрд мэ. Однако существенным ограничением являются большие глубины моря - до 2000 м. Тем не менее, вблизи северного борта прогиба на значительно меньших глубинах могут быть обнаружены крупные литолого-стратиграфические ловушки нефти и газа. Минимально возможные прогнозные ресурсы нефти Керченско-Таманского шельфа превышают 1,0 млрд т, а газа - 340 млрд м3. Выявленные достаточно крупные антиклинальные складки, залегающие при глубинах моря в первые сотни метров, представляют собой благоприятные объекты для постановки поискового бурения. Ресурсы УВ Азовского моря почти в 4-5 раз меньше таковых Керченско-Таманского шельфа. Дан прогноз пористости и проницаемости коллекторов.

Произведена оценка ресурсов УВ шельфа Каспийского моря, прилегающего к территориям республик Дагестан и Калмыкия. На основе учета геологических, геодинамических особенностей и условий нефте-газоносности выделено 3 оценочных участка - шельф Предгорного Дагестана, шельф Сулакской впадины и шельф Равнинного Дагестана. Начальные потенциальные ресурсы нефти оцениваются здесь

величиной 2,4 млрд т нефти и 1180 млрд мя газа. Наибольшие ресурсы приурочены к средиемиоценовомк комплексу шельфа Предгорного Дагестана 357 млн т нефти и аптбарремскому комплексу шельфа Равнинного Дагестана 487 млн т нефти.

По аналогии с территорией Восточного Предкавказья в разрезе осадочного чехла шельфа Каспийского моря, примыкающего к республике Калмыкия, выделены 8 перспективных нефтегазоносных комплексов. Нижнемайкопский, альбский, апт-барремский, юрский комплексы предполагаются нефтегазоносными на веси акватории Калмыкии. Триасовый комплекс предполагается нефтегазоносным в пределах северного борта ВосгочноМаныч-ского прогиба. На акватории Калмыкии не предполагается наличие кун-гурской галогенной толщи. Мы прогнозируем существование сакмарского и ассельскош ярусов нижней перми и толщ верхнего, среднего и нижнего карбона, верхнего и с]>еднего девона. Прогнозируется 653 млн т нефти и 951 млрд м3 газа в пределах шельфа акватории Каспийского моря, примыкающей к республике Калмыкия. Наибольшие ресурсы 381 млн т нефти прогнозируется в нижнепермском комплексе кряжа Карпинского.

39

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертации для решения фундаментальных аспектов предложены: 1) новая методология исследования роли геодинамики в формировании гидрогеохимической зональности и её связи с нефтегазоноснос-тью на примере конкретных бассейнов. 2) Новым является применение логического подхода в установлении закономерностей изменения в разных геодинамических условиях коллекторских свойств и флюидов их насыщающих.

По результатам исследований сделаны следующие выводы.

1. В результате изучения гидрогеологических закономерностей в распределении залежей углеводородов краевых частей двух, нефтегазоносных провинций, расположенных на территории юга России установлены некоторые общие особенности формирования залежей углеводородов.

2. Определены гидрогеодинамические факторы, определяющие формирование залежей нефти и газа, современные и палеотемнерату-ры и их взаимосвязь с нефтегазоносностью в краевых частях нефтегазоносных провинций.

3. Выполнен гидрогеохимический анализ распределения отдельных элементов и соединений в различных геотектонических областях и их связь с нефтегазоносностью. ■ . .

4. Выявлены возможности использования распределения отдельных элементов и их соотношений для прогноза нефтегазоносности.

5. С использованием хронобаротермического варианта обьемноге-нетического метода осуществлен подсчет ресурсов нефти и газа шельфа морей юга России - Каспийского, Черного и Азовского.

6. С применением разработанных автором гидрогеологических показателей и установленных закономерностей выполнен зональный и локальный прогноз нефтегазоносности в трех нефтегазоносных районах - Азовском ГР, Северо-Донбасском НГР и ВосточноПредкавказской НГО.

Основные положения диссертации изложены в следующих работах:

I. Монографиич... .>--. •'()•>-■

■л - . .

1. Назаренко B.C., Резников Л.Н. Хронобаротермический анализ размещения коллекторов в осадочнопородных бассейнах. - Ростов н/Д: Приазовский край, 2000. - 108 с. - 6 п.л. (лично автора 5 п.л.).

2. Назаренко B.C. Гидрогеология и перспективы нефтегазоносное™ южных районов России. - Ростов н/Д: СКНЦ ВШ, 2001. 310 с. - 16 п.л.

3. Природные условия и естественные ресурсы Ростовской области /Хрусталев Ю.П., Мовшовичем Е.В., Назаренко B.C. и др. -Ростов н/Д: РГУ, 2002. - 432 с. - 54 п.л. (лично автора 3 п.л.)

II.. Статьи

4. Назаренко B.C. Ьитуминологические исследования органического вещества площади Курнолиповская //Проблемы геологии, ресурсы полезных ископаемых и охрана недр. — Ростов н/Д: РГУ, 1980. - С. 68 - 70. - 0,2 п.л.

5. Назаренко B.C. Геохимические особенности формирования Кур-нолиповского нефтяного месторождения //Проблемы геологии и рационального природопользования. - Ростов н/Д: РГУ, 1983. - С. 69 - 72. - 0,2 п.л.

6. Резников А.Н., Назаренко B.C., Холодков Ю.А. Некоторые закономерности формирования залежей газа и нефти в Ростовской области //Геология и полезные ископаемые Нижнего Дона. -Ростов н/Д: РГУ, 1983. - С. 88 - 93. - 0,6 п.л. (лично автора 0,2 п.л.).

7. Назаренко B.C. Конкреционный анализ пермотриасового комплекса Восточного Предкавказья в связи с вопросами нефтегазоносное™ //Труды ЗапСибИИГНИ. Вып. 201. - Тюмень, 1985. С. 119 - 124. -0,3 п.л.

8. Резников А.Н., Назаренко B.C., К вопросу о влиянии маломинерализованных вод па формирование пластовых вод Северо-Донбасского нефтегазоносного района //Маломинерализованные воды глубоких горизонтов нефтегазошюных провинций. - Киев: Науко-ва думка, 1985. - С. 86 - 90. - 0,6 п.л. (лично автор 0,3 п.л.).

9. Резников А.Н., Назаренко B.C., Шахбазьян Т.П. Геохимические особенности рассолов Северо-Донбасского нефтегазоносного района / /Литологофациальные И i-еохимические проблемы солена-копления. - М: Наука, 1985. - С. 130 - 134. - 0,3 п.л. (лично автор 0,2 п.л.).

10. Назаренко B.C. Гидрогеологические условия нефтегазообразоваиия пермотриасового комплекса Восгочно-Предкавказской нефтегазонос-нойобласги / /Нефтегазообразование па больших глубинах. Тезисы докл. 5 Всесоюзного семинара. М., 1986. С. 318. - 0,1 п.л.

11. Назаренко B.C. Геотермические и налеогеотермические особенности пермотриасового комплекса в Восточном Предкавказье / / Известия вузов. Геология и разведка. - 1986. № 1. - С. 64 - 68.

- 0,3 п.л.

12. Назаренко B.C. Залежи углеводородов, газогидрохимическая зональность и их связь с тектоникой //Пути развития научнотех-нического прогресса в нефтяной и газовой промышленности. -Грозный: Грозненский нефтяной институт имени М. Д. Миллион-щикова, 1986. - С.З. - 0,1 п.л.

13. Назаренко B.C. Гидрогеохимические показатели нефтегазоносно-сти локальных структур пермотриасового комплекса Восточно-Предкавказского бассейна //Гидрогеохимические поиски.место-рождений полезных ископаемых: Тез. докл. Всесоюзн. совещ., Томск, ноябрь, 1986. Томск, 1986. С. 103. - 0,1 п.л.

14. Федоров Ю.Л., Назаренко В.С.Новые экспериментальные данные но содержанию связанной воды в породах карбонатноглини-стого ряда //Известия СКНЦ ВШ. Естествен, науки. - 1988. № 2.

- С. 120-123.-0,2 п.л. (лично автор 0,1 п.л.).

15. Назаренко B.C. Взаимодействие нефтегазоносных отложений и пластовых вод в пермотриасовом комплексе Восточного Предкавказья //Тез. докл. паучн. сессии Дагестанского фил. АН СССР.

- Махачкала, 1988. - С. 57-58. - 0,1 п.л.

16. Назаренко B.C. Гидрогеохимические особенности глубокопогру-женных водоносных комплексов переходных зон//Гидрогеоло-

„гия, формирование химического состава вод. — Новочеркасск: , НПИ, 1989. С. 61-66. - 0,3 п.л.

17. Назаренко B.C. Влияние геотермических и палеогеотермических условий на размещение углеводородов в палеозойских отложениях севера Ростовской области //Известия вузов. Геология и

... разведка. - 1989. М» 5. -С. 137-140. - 0,2 п.л.

18. Назаренко B.C. Роль тангенциальных напряжений земной коры в формировании гидрохимической зональности / /Роль подземной гидросферы в истории Земли. - Л.: ЛГУ, 1989. - С. 38-39. г

• 0,1 п.л. , . ,, .

19. Назаренко B.C., Бойко И.И., Пушкарский Е.М. Литологические и гидрогеохимические критерии нефтегазоносности карбонатных формаций триаса Северного Кавказа,//Известия СКНЦ ВШ. .Естественные науки. - 1989. № 3. - С. 71-74. - 0,2 п.л. (лично автор 0,1 п.л.).

20. Назаренко B.C., ДонцоваТ.К. Применение ИКспектрометрйи органического вещества пластовых вод для раздельного прогнрза; нефте и газоносности локальных объектов //Проблемы нефтегазопо-исковой гидрогеологии. — М: Наука, 1989. - С. 107 — 111. -0,3 п.л. (лично автора 0,2 п.л.).

21. Федоров Ю.А., Назаренко B.C., Исаев Н.В. Изотопный состав связанных и гравитационных подземных вод и эволюция пермскотриасовых отложений Восточного Предкавказья // Водные ресурсы. - 1989. № 4. - С. -71—81. - 0,6 п.л. (лично автора 0,2 п.л.)

22. Назаренко B.C. Некоторые вопросы гидрохимии марганца в во. дах зоны катагенеза Северного Кавказа //Формирование химического и изотопного состава.природных вод. - Л.: Гидрометео-издат, 1990. - С. 80-83. - 0,2 д'.л..

' /

23. Назаренко В. С .Формирование гидрогеохимических условий пер-мотриасового комплекса Восточно-Предкавказского бассейна •//

. Гидрогеология и гидрогеохимия. Л.: ЛГУ, 1991. № 3. С. 148-155.-0,5 п.л. ! ч

24. Назаренко B.C., Зайчиков Г.М., Муравьев А.Н. Давление пластовых флюидов в мезокайнозойских отложениях Ростовского свода //Геологический журнал. - 1991. № 5. С. ,121, — 125. -0,3 п.л. (лично автора 0,2 п.л.).

25. Резников А.Н., Назаренко B.C. Гидрогеологическая эволюция Принятою-Днепровско-Донецкой палеорифтовой системы //Известия АН СССР. Серия геологическая. - 1991. № 8. С. 116— 124. 0,5 п.л. (лично автора 0,2 п.л.).

26. Назаренко B.C., Зайчиков Г.М., Резников А.Н., Муравьев А.Н. Гидрогеологические условия нефтегазоносности северозападной части Скифской плиты //Известия СКНЦ ВШ. Естественные науки. - 1991. № 3. ~ С. 104-106. - 0,3 п.л. (лично автора 0,1 п.л.).

27. Назаренко B.C., Резников А.Н. Гидрогеологические условия нефтегазоносности каменноугольных отложений северных окраин Восточного Донбасса //Геологический журнал. - 1994. № 2

- С. 126-132. - 0,4 п.л. (лично автора 0,3 п.л.).

28. Резниковым А.Н., Назаренко B.C. Хронобаротермический вариант объемногенетического метода оценки прогнозных ресурсов нефти //Нефтегазовые ресурсы. - М.: ГАНГ, 1995. - С. 47-51.

- 0,3 п.л. (лично автора 0,1 п.л.).

29. Резников А.Н., Назаренко B.C. Хрупина М.В. Вероятностно-статистическое моделирование преобразований коллекторских свойств карбонатных пород в зоне катагенеза / /Геология нефти и газа. - 1998. Ms 2. - С. 16-23. - 0,4 п.л. (лично автора 0,2 п.л.).

Назаренко. B.C. Изменение коллекторских свойств осадочных пород в зоне катагенеза //Геология нефти и газа. - 1999. № 910. - С. 51-56. - 0,4 п.л.

Назаренко B.C., Резников А.Н. Хронобаротермический анализ гидродинамических и гидрогеохимических процессов в нефтегазоносный бассейнах //Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, пойскй; разведка и освоение месторождений. Т.1. Фундаментальные основы нефтяной геологии. - СПб.: ВНИГРИ, 1999. - С. 167-172. - 0,4 п.л. (лично автора 0,2 п.л.).

30.

31.

32. Резниковым A.IÏ., Назаренко, B.C. О ресурсах нефти и газа акваторий Черного и Азовского морей //Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений. Т.З Сырьевая база нефтяной промышленности России её структура и перспективы развития. - СПб.: ВНИГРИ, 1999. С. 362-367. - 0,1 п.л. (лично автор 0,1 п.л.).

33. Назаренко B.C. Гидрогеология гелия центральной части Сармат-ско-Туранского линеамента. //Радон, гелий и другие радиогенные компоненты в природных водах: экологические и научные аспекты. Материалы международного семинара. СПб.: СПТБГУ, 2000. С. 53-55. - 0,2 п.л.

34. Резников А.Н., Сианисян Э.С., Назаренко B.C., Доценко В.В. Перспективы нефтегазоносности Ростовской области на основе новых методов информатики //Геология и минераль-

.1 -яосырьевая база Ростовской области. Материалы конферен-' ' м-.'ции, посвященной ЗООлетию Геологической службы России. - Ростов н/Д, 2000. - С. 117-123. — 0,4 п.л. (лично автор 0,1 п.л.). , •

35. Назаренко B.C. Перспективы обнаружения залежей углеводородов в породах фундамента Северо-Донбасского нефтегазоносного района. / /Международная научнопрактическая конференция «Генезис нефти и газа и формирование их месторождений в Украине как научная основа прогноза и поисков новых скоплений». -Чернигов; 2001. - С. 129-130. - 0,1 п.л.

36. Назаренко B.C. Оценка нефтегазоносности западной части кряжа Карпинского по гидрогеологическим данным //Новые идеи в геологии и неохимии нефти и газа (Материалы 5 международной конференции. 4.1). - М.: МГУ, 2001. С. 333-336. - 0,2 п.л.

37. Назаренко B.C. Гидрогеохимия инертных газов юга России // Гидрогеология на рубеже веков. Межвуз. сб. Новочеркасск: На-бла, 2001. С. 55 -59. 0,3 п.л. с л

38. Резников А.Н., Назаренко B.C., Нариманянц C.B., Ярогаенко A.A. Вероятностно-статистическое моделирование преобразований тер-ригенных коллекторов в зоне катагенеза. - Геология нефти и газа. - 2001. № 1. - С. 33-41. - 0,5 п.л. (лично автор 0,2 п.л.).

39. Г.И. Лебедько, Назаренко B.C., М.Л. Хацкель Новые направления поисков залежей нефти и газа на южном склоне Воронежской антеклизы / /Геология нефти и газа. 2001. № 6. - С. 30 — 32. -0,3 п.л. (личноавтор 0,1 п.л.).

40. Резников А.Н., Назареико B.C. Ресурсы углеводородов в акваториях морей Южного Федерального Округа //Малоизученные нефтегазоносные регионы и комплексы России (Материалы научной конференции. - М.: ВНИГНИ, 2001. С. 88 - 90. - 0,2 п.л. (лично автором 0,1 п. л.).

41. Резников А.Н., Назаренко B.C. Закономерности нефтегазообра-зоваиия в осадочнопородных бассейнах различных тектонодина-мических типов //Критерии оценки нефтегазоносиости ниже нро-мышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геологоразведочных работ: Сб. науч. Докл. 8-10 февраля 2000 г, Пермь: КамНИИКИГС. Пермь, 2001. - С. 19 - 29. - 0,6 п.л. (лично автора 0,2 п.л.).

42. Назаренко B.C. Формирование газовых залежей Ростовского свода //Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоноспости недр. Книга 2. М.:ГЕОС, 2002. - С. 40 - 41. 0,1 п.л.

43. Назаренко B.C. Роль СевероКаменского разлома в формировании флюидного состава каменноугольных отложений Южного склона Воронежской антеклизы //Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ. Материалы международной конференции памяти академика П.Н. Кропоткина, 20-24 мая 2002 г. - М.: ГЕОС, 2002. - С. 201-202. - 0,1 п.л.

44. Лебедько Г.И., Данилин В.П., Назаренко B.C. Состояние и перспективы нефтегазопоисковых работ на Северном Кавказе. Известия вузов. СевероКавказский регион. Естественные науки. - 2002. № 4. С. 93-96. - 0,3 п.л. (лично автор 0,1 п.л.).

Подп. в печать 03.03.03. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Объем 1,5 усл. псч. л. Тираж 150. Заказ 01/03.

Отпечатано в типографии ООО «Диапазон». 344010, г. Ростов-на-Дону, ул. Красноармейская, 206. Лиц. НЛД № 65-116 от 29.09. 1997 г.

2.00S-Ä ¡

S7H is -5711

JL

Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Назаренко, Владимир Степанович

Введение.

1. Геология нефтегазоносных бассейнов.

1.1 .Северный Кавказ.

1.1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика.

1.1.2. Тектоника.

1.1.3. Нефтегазоносность.

1.2.Южный склон Воронежской антеклизы.

1.2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика.

1.2.2. Тектоника.

1.2.3. Нефтегазоносность.

2. Гидрогеодинамические закономерности распределения нефтегазоносности.

4 2.1 .Азовский газоносный район.

2.2.Северо-Донбасский нефтегазоносный район.

2.3.Восточно-Предкавказская нефтегазоносная область.

3. Геотермические и палеогеотермические закономерности распределения нефтегазоносности.

3.1 .Азовский газоносный район.:.

3.2.Северо-Донбасский нефтегазоносный район.

3.3.Восточно-Предкавказская нефтегазоносная область.

4. Гидрогеохимические закономерности распределения нефтегазоносности.

4.1. Азовский газоносный район.

4.2. Северо-Донбасский нефтегазоносный район. ф 4.3 .Восточно-Предкавказская нефтегазоносная область.

5. Газогидрогеохимические закономерности распределения нефтегазоносности.

5.1 .Азовский газоносный район.

5.2. Северо-Донбасский нефтегазоносный район.

5.3 .Восточно-Предкавказская нефтегазоносная область.

6. Использование данных о микроэлементах в подземных водах для прогноза нефтегазоносности.

6.1 .Первая группа химических элементов.

6.1.1. Калий.

6.1.2. Литий.

6.1.3. Рубидий.

6.1.4. Цезий.

6.2.Вторая группа химических элементов.

6.2.1. Стронций.

6.2.2. Барий. 6.2.3. Радий.

6.3.Третья группа химических элементов.

6.3.1. Бор.

6.3.2. Алюминий. ф 6.4.Четвертая группа химических элементов.

6.4.1. Германий.

6.5.Седьмая группа химических элементов.

6.5.1. Фтор.

6.5.2. Марганец.

6.5.3. Бром.

6.5.4. Йод.

6.6.Восьмая группа химических элементов.

6.6.1. Гелий.

6.6.2. Аргон.

6.7.Органические вещества подземных вод.

6.7.1. Применение ИК-спектроскопии органического вещества подземных вод для прогноза нефтегазоносности. щ 6.7.2. Аммоний.

6.8.Изотопы кислорода и водорода.

7. Методы палеогидрогеологических реконструкций

7.1. Конкреционный анализ.

7.2. Формирование вод зоны катагенеза.

7.3. Хронобаротермический метод изучения коллекторов.

7.3.1. Методика прогоноза коллекторских свойств карбонатных коллекторов.

7.3.2. Методика прогноза коллекторских свойств терригенных коллекторов.

8. Оценка перспектив нефтегазоносности.

8.1. Северо-Донбасский нефтегазоносный район.

8.2. Азовский газоносный район.

8.3. Восточно-Предкавказская нефтегазоносная область.

8.4. Ресурсы углеводородов в акваториях морей Южного Федерального округа.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Гидрогеологические условия и перспективы нефтегазоносности южных регионов Российской Федерации"

1. Актуальность проблемы

В современных условиях наблюдается уменьшение открытий крупных месторождений нефти, и возрастающее значение имеют поиски нефтегазовых скоплений, связанных с разнообразными формами литологического, стратиграфического и тектонического экранирования, а также с фундаментом платформ. Это требует применения новых методов исследования нефтегазоносности. Наименее изученными в южном регионе России долгое время оставались неф-тегазоносность в краевых частях провинций.

Особая роль в связи с этим отводится новым оценкам перспектив нефтегазоносности, базирующимся на использовании новейших достижений геологической науки. Комплексное изучение коллекторов и флюидов, их насыщающих, прогноз пористости, проницаемости, характера насыщения коллектора являются актуальной проблемой. Выполненное нами исследование роли динамо-катагенеза можно использовать для практической реализации для повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ.

Особый подход требуется в оценке роли воды. Необходимо отказаться от сложившегося стереотипа, когда специалисты - нефтяники рассматривали воду только как критерий возможной нефтегазоносности. Воду следует оценивать и изучать как гидроминеральное сырье, как бальнеологический ресурс, как ■возможный источник получения гидротермальной энергии. Необходимо оценивать также ресурсы углеводородных газов, растворенных в воде с целью возможного их извлечения. Горные породы в диссертации рассматриваются не только как коллекторы, содержащие залежи нефти и газа, но и как объекты для создания подземных хранилищ газа.

Таким образом, изучение гидрогеологических условий и перспектив нефтегазоносности южных регионов Российской Федерации является актуальным как с теоретической, так и с практической точки зрения. Актуальна также разработка новых методов для исследования гидрогеологических условий. Поэтому в диссертации определены следующие объекты, предмет, цели и задачи исследования.

Цель и задачи исследований. Основная цель работы - совершенствование теории прогноза нефтегазоносности на основе изучения закономерностей распределения пластовых давлений, температур, химического состава подземных вод, свободных и водорастворенных газов, рассеянного органического вещества, пористости и проницаемости пород, хронобаротермических параметров в различных геодинамических условиях, на примере краевых частей Днепров-ско-Припятской и Северо-Кавказской нефтегазоносных провинций.

Цель работы достигается решением ряда задач, основными из которых являются:

1. Выявление геотермических, гидрогеодинамических, гидрогеохимических, газогидрогеохимических особенностей в нефтегазоносных бассейнах.

2. Выявление закономерностей изменения коллекторских свойств пород в нефтегазоносных бассейнах различной степени динамической возбужденности.

3. Установление гидрогеологических закономерностей нефтегазоносности на примере бассейнов различной степени динамической возбужденности на юге России.

4. Усовершенствование палеогидрогеологического метода анализа бассейнов с использованием конкреционного и хронобаротермического методов.

5. Разработка методов прогноза коллек^ррских свойств нефтегазоносных бассейнов.

6. Локальный, зональный прогноз нефтегазоносности в СевероДонецком нефтегазоносном, Азовском газоносном районах и Восточно-Предкавказской нефтегазоносной области. Оценка ресурсов углеводородов в шельфовых зонах Азовского, Черного и Каспийского морей, примыкающих к республикам Дагестан, Калмыкии и Краснодарскому краю хронобаротермиче-ским вариантом объемно-генетического метода.

Методы исследования. Для достижения поставленной цели и решения порождаемых ею задач была использована концепция о роли геодинамики в формировании геофлюидодинамических систем. Использован комплекс методов гидрогеологии и нефтегазовой геологии, включающий детальное изучение истории геологического развития, вещественного состава, пластовых давлений и температур, химического состава подземных вод, водорастворен-ных газов, нефтей, коллекторских свойств пород в сочетании с методами экспертного оценивания, статистического описания объектов. Наряду с традиционными геологическими применены методы математического, физического, физико-химического моделирования, теории вероятности, факторного анализа.

Научная новизна выполненных исследований. К основным научным результатам можно отнести следующие.

1. Осуществлен сравнительный анализ геотермических, гидрогеоди-намических, гидрогеохимических, газогидрогеохимических условий зоны катагенеза в трех районах с различной динамической историей.

2. Выявлено размещение месторождений углеводородных газов в зоне с определенными гидродинамическими условиями.

3. Установлено, что вертикальные перемещения флюидов являются основными.

4. Разработан хронобаротермический метод прогноза пористости и проницаемости карбонатных и терригенных коллекторов.

5. Выполнен сравнительный анализ изменения коллекторских свойств в осадочно-породных бассейнах с различной степенью геодинамической возбужденности.

Составляющими перечисленных основных результатов являются:

- обоснование роли геотермических условий в определении нефтегазоносности для трех различных районов;

- разработки выявленной связи месторождений углеводородных (УВ) газов с зоной замедленного водообмена;

- принципы и методы определения приуроченности залежей УВ к определенным гидрогеохимическим условиям; сопоставления перемещения (вертикального и горизонтального) флюидов для определения их значимости;

- итоги сравнительного анализа изменения коллекторских свойств в бассейнах с различной степенью геодинамической возбужденности;

- разработки комплекса гидрогеологических карт;

- итоги статистического моделирования, приведших к выводу о наличии промышленных концентраций редких элементов в водах некоторых водоносных

• комплексов;

- прогноз ресурсов нефти и газа в шельфовой зоне южных морей России.

Теоретическая и практическая значимость результатов полученных в диссертации, определяется их реализацией в, отчетах Ростовского государственного университета, ЮГУ 111 «Южгеология», СевКавНИПИнефть, НВНИИГТ, ГК «Роснефть», СКНЦ ВШ, НИИПУВС, опубликованных работах. Рекомендации, представленные в соответствующих отчетах были использованы при планировании поисково-разведочных работ в пределах Северо-щ Донбасского нефтегазоносного района, Азовского газоносного района, Восточ-но-Предкавказской нефтегазоносной области.

Результаты исследований используются автором в учебном процессе на геолого-географическом факультете Ростовского государственного университета при чтении курсов «Гидрогеология», «Гидрогеология месторождений полезных ископаемых», «Гидрогеотермия», «Палеогидрогеология», «Геохимические методы поисков, разведки и разработки залежей нефти и газа».

Апробация работы. По теме диссертации опубликовано 99 работ в журналах и научных сборниках (лично автора 20 п.л.) и три монографии. Одна без соавторов. Результаты диссертационного исследования докладывались на научно-техническом совете УГП «Южгеология», в СевКавНИПИнефть, в Дагестанском филиале АН СССР, Северо-Кавказском РГЦ. Основные положения диссертации обсуждались на 15 международных, 12 всесоюзных, 3 всероссийских, а также на территориальных и отраслевых совещаниях, конференциях. В том числе на IV Всесоюзной конференции по конкреционному анализу нефтегазоносных формаций (Тюмень, 1983); Всесоюзной конференции «Изучение и использование маломинерализованных вод нефтегазоносных водонапорных бассейнов» (Львов, 1983); Всесоюзном совещании «Геохимические и гидрогеохимические критерии раздельного прогноза нефтеносности, газоносности и залежей битумов (Москва, 1984); Всесоюзном совещании «Гидрогеохимические поиски месторождений полезных ископаемых» (Томск, 1986); V Всесоюзном семинаре «Нефтегазообразование на больших глубинах» (Ивано-Франковск, 1986); VI Всесоюзном семинаре «Теоретические, природные и экспериментальные модели нефтегазообразования и их использование в прогнозе нефтегазоносности» (Ленинград, 1989); Всесоюзном семинаре «Роль подземной гидросферы в истории Земли»(Ленинград, 1989); Всероссийском совещании «Многоцелевые гидрогеохимические исследования в связи с поисками полезных ископаемых и охраной подземных вод (Томск, 1993); 5 международном солевом совещании «Проблемы формирования и освоения месторождений полезных ископаемых солеродных бассейнов (Санкт-Петербург, 1994); Международной конференции «Закономерности эволюции земной коры» (Санкт-Петербург, 1996); всероссийской конференции «Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определении приоритетных направлений геологоразведочных работ» (Пермь, 2000); Международном семинаре «Радон, гелий и другие радиогенные компоненты в природных водах» (Санкт Петербург, 2000); 2 Всероссийском литологическом совещании «Литология и нефтегазоносность карбонатных отложений» (г. Сыктывкар, 2001); 5 международной конференции «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (Москва, 2001).

Предмет и объекты исследований.

В процессе работы над диссертацией исследовались гидрогеологические условия и их связь с газоносностью, коллекторские свойства палеогеновых и меловых отложений: Ростовского свода, Сальского вала и Целинской седло вины, палеогеновых, меловых и триасовых отложений Тузлов-Манычского и Маныч-Гудиловского прогибов (рис.1, табл.1). Изученный район находится в пределах сочленения Скифской плиты и Сарматско-Туранского лениамента. В.А. Бобух (1983) здесь выделяет Ростовский газоносный район, Целинский перспективный газоносный район и Сальский газоносный район. В соответствии со справочником «Нефтегазоносные провинции СССР» под редакцией Г.Х Дикенштейна, С.П. Максимова, В.В. Семеновича (1983) эти районы входят в состав Азово-Ейской газоносной области. Они представляют собой северозападную окраину Северо-Кавказской нефтегазоносной провинции. По нефтегазогеологическому районированию В.Е. Орла и др. (2001) данный район относится к Азовскому газоносному району. По гидрогеологическому районированию, выполненному В.А. Кирюхиным и Н.И. Толстихиным (1986) территория относится к северной части Приазовского артезианского бассейна.

Нами изучены гидрогеологические, геохимические условия и их связь с нефгегазоносностью пермско-триасового комплекса Прикумской зоны поднятий, Восточно-Манычского прогиба, Ногайской ступени. Рассмотрено поведение микроэлементов в пластовых водах нефтяных месторождений подмайкоп-^ ского гидрогеологического этажа данных тектонических элементов, гидрогеологические условия палеогеновых и меловых отложений западной части кряжа Карпинского (рис.2, табл.2). Качество методики оценки коллекторских свойств терригенных и карбонатных коллекторов, разработанной при участии автора опробовано на примере нефтяных месторождений Озек-Суат, Колодезное и Ве-личаевское Восточно-Предкавказской нефтегазоносной области. По гидрогеологическому районированию В. А. Кирюхина и Н.И. Толстихина эта территория входит в состав северной части Средне-Каспийского артезианского бассейна. С помощью данной методики оценены коллекторские свойства подсолевых отложений Терско-Каспийской нефтегазоносной области.

Впервые детально нами изучены гидрогеологические условия, органическое вещество пород и их связь с нефгегазоносностью каменноугольных отложений южного склона Воронежской антеклизы. По нефтегазогеологическому «1-Успенская -успвмска ^^^^Усленока Ь овская jftjftacm^afecfti яраЛ

Рис. 1. Карта изученных площадей Азовского газоносного района

Таблица № 1

Обозначение районов и изученных площадей на карте фактического материала Азовского газоносного района

Наименование районов и площадей Номера площадей на обзорной карте

Ростовский свод

Тузловская 1

Синявская 2

Обуховская 3

Ростовская 4

Азовская 5

Северо-Канеловская 6

Позднеевская 7

Мечётинская 8

Зерноградская 9

Клюевская 10

Борисовская 11

Шкуринско-Мечётинсакя 12

Целинская седловина

Пешвановская 13

Родионовская 14

Весёлая 15

Самарская 16

Бочковская 17

Дубовская 18

Северо-Зелёная 19

Новороговская 20

Лопанская 21

Целинская 22

Касеновская 23

Сальский вал

Новоселовская 24

Краснополянская 25

Развильненская 26

Мечетинская 27

Зерноградская 28

Рис.2. Карта распределения фактических данных в Восточно-Предкавказской нефтегазоносной области -1 Тектонические элементы 2-го порядка

-2 Тектонические элементы 3-го порядка -3 Площади, в которых изучены водопритоки

• -4 Площади, в которых изучены водопритоки и нефтегазопроявления

1 А 1 -5 Площади, в которых изучен керновый материал

Таблица 2

Обозначение районов и изученных площадей на карте фактического материала Восточно-Предкавказской нефтегазоносной области

Наименование районов и площадей Номера площадей на обзорной карте Индекс скв. на картах

1 2 3

I. Зона Манычских прогибов

1.1. Чограйский прогиб

Чограйская 1 Чг

Ильменская 2 Ил

1.2. Дадынский вал

Приманычская 3 Пр

Арбалинская 4 Арб

Джузгинская 5 Дж

1.3. Арзгирский прогиб

Каменнобалковская 6 Кмб

Арзгирская 7 Ар

Синебугровская 8 Сн

Гороховская 9 Гр

Шангрыкская 10 Шн

Демьяновская 11 Дм

Ново-Колодезная 12 НКл

Совхозная 13 Св

Зурмутинская 14 Зр

Урожайненская 15 Ур

Каменная 16 Км

Виноградная 17 Вн

Обуховская 18 Об

1.4. Восточно-Манычский прогиб

Поварковская 18 Пв

Эбелекская 19 Эб

Плавненская 20 Пл

Байджановская 21 Бд

Саджайская 22 Сдж

Надеждинская 23 Нд

Катранная 24 Кт

Русский Хутор Северная 25 РХС

Северо-Сухокумская 26 ССх

Буйнакская 27 Бн

Южно-Буйнакская 28 Юбн

Ахтынская 29 Ахт

Восточно-Песчаная 30 ВПс

Песчаная 31 Пс

Джеланская 32 Джл

1.5.Величаевско-Максимокумск. вал

Максимокумская 33 Мк

Колодезная 34 Кл

Величаевская 35 Влч

Правобережная 36 Прб

Зимняя Ставка 37 ЗСт

Пушкарская 38 Пш

Путиловская 39 Пт

Восточная 40 Вс

Приграничная 41 Прг

Култайская 42 Ютг

Русский Хутор Центральная 43 Рхц

П. Прикумская система поднятий

П. 1. Петропавловское поднятие

Серафимовская 44 Сф

Выгонная 45 Вг

Подсолнечная 46 Пдс

Калининская 47 Кл

II.2 Кумский прогиб

Долинная 48 Дл

Нефтекумская 49 Нф

Дьяченковская 50 Дч

Андрей-Курган 51 АК

Владимирская 52 Влд

II.3. Довсунский прогиб

Алексеевская 53 Ал

Журавско-Мирненская 54 ЖМ

Пашелкинская 55 Пшл

Довсунская 56 Дв

Ново-Александровская 57 Нал

II.4 Озек-Суатское поднятие

Острогорская 58 Ос

Озек-Суатская 59 ОзС

Федоровская 60 Фд

Курган-Амурская 61 КА

II. 5. Таловская ступень

Сухокумская 62 Сх

Южно-Сухо кумекая 63 Юсх

Эмировская 64 Эм

Западно-Майс кая 65 ЗМ

Майская 66 Мс

Мартовская 67 Мр

Восточно-Сухокумская 68 ВСх

Дахадаевская 69 Дх

Ногайская 70 Нг

Перекрестная 71 ПРк

Смолянская 72 См

Солончаковая 73 Сл

Степная 74 Ст

Восточно-Степная 75 ВСт

Северо-Кочубеевская 76 СКч

Улубиевская 77 Ул

Таловская 78 Тл

Южно-Таловская 79 Ютл

Кумухская 80 Кмх

Юбилейная 81 Юб

Западно-Юбилейная 82 Зюб

Центральная 83 Цн

Душетская 84 Дш

И.6. Бажиганский прогиб

Союзная 85 Сз

Стальская 86 Ст

Бажиганская 87 Бж

П.7. Ачикулакский вал

Ачикулакская 88 Ач

Южно-Ачикулакская 89 Юач

Западно-Мектебская 90 ЗМк

Мектебская 91 Мк

Махач-Аульская 92 Мач

Ямангойская 93 Ям

Кумтюбинская 94 Кмт

Граничная 95 Гр

П.8. Капиевский прогиб

Капиевская 96 Кп

Тюбинская 97 Тб

Кумбаторская 98 Кмб районированию это Северо-Донбасский нефтегазоносный район (рис. 3, табл. 3), который является юго-восточной частью Днепровско-Припятской неф-тегазун|с/>ной провинции. По гидрогеологическому районированию Ростовской области Е.Н. Липацкова (1973) выделяет эту территорию в качестве Донецко-Донского артезианского бассейна.

Хронобаротермическим вариантом объемно-генетического метода при участии автора оценены ресурсы углеводородов в пределах шельфа Каспийского моря, примыкающего к республике Дагестан. Здесь рассмотрены три тектонических элемента: Терско-Каспийский передовой прогиб, Прикумская система поднятий, система Манычских прогибов. На шельфе, примыкающем к республике Калмыкия, рассмотрены ресурсы Восточно-Манычского прогиба и кряжа Карпинского. Оценка ресурсов углеводородов Керченско-Таманского шельфа и Туапсинского прогиба Черного моря. Оценены ресурсы углеводородов Азовского моря. При разработке методик оценки коллекторских свойств пород привлекались данные по многим нефтяным месторождениям России и мира.

Фактический материал.

В основу диссертации положены материалы, собранные и обработанные лично автором при проведении исследований, выполненных в период 19792001 гг. Всего проанализировано более 3000 результатов испытаний глубоких скважин, более 2000 анализов подземных вод, 1000 анализов водорастворен-ных и свободных газов, 200 анализов нефтей, 1500 анализов органического вещества, 2000 определений коллекторских свойств горных пород. Были проведены лабораторные исследования около 300 проб пластовые вод и образцов горных пород в лабораториях РГУ (г.Ростов-на-Дону), ВСЕГИНГЕО (п. Зелёный), КубГУ (г. Краснодар), ЦЛ ГГУП «Севкагеология» (г. Ессентуки), «Юж-геология» (г. Ростов-на-Дону), ВНИГРИуголь (г. Ростов-на-Дону), ГХИ (г. Ростов-на-Дону). Для характеристики горных пород использовались: описание прозрачных шлифов, полный химический, спектральный, дериватографиче

Рис. 3

Таблица № 3

Дополнения к условным обозначениям тектонической схемы СевероДонбасского нефтегазоносного района

Список месторождений нефти и газа

11- Терновское 42- Плотинское 25-26 -Тишкинское 21 - Патроновское 47 - Никольское

62 - Кружиловское 36- Дубовское

24 - Леоновское 50- Глубокинское

63 - Астаховское

65 - Скосырское

66 - Северо-Белянское

67 - Морозовское 34- Марковское

Список нефтегазопроявлений

8- Крутовсоке 28- Беляевское 45- Урюпинское

19- Верхне-Тарасовское 48- Грачикское 46- Романовское

30- Курнолиповское 64- Красновское

Список локальных поднятий и органогенных построек

1- Волошинское

4- Грековское

7- Роговское

8а- Прогонойная

10- Терновское

13- Петропавловское

16- Еланьское

19- Верхне-Тарасовское

22- Можаевское

25- Западно

Тшпкинское

28- Беляевское

31- Шарпаевское

34- Марковское

36а-Дубовская-2

39- Южно-Алпатовское

43- Стегловое

46- Романовское

49- Березовское

52-Осиновская

5 5 -Никишине кая

5 8-Митякинское

61-Тарасовское

64-Красновское

67-Морозовское

2- В.-Волошинское

5- Южно-Грековское

7 а- Деркульское

86 - Южно-Крутовское

11- Северное

14- Пугачевское

17- Восточно

Деркульская

20- Ефремовское

23- Западно-Леоновское

26- Восточно

Тишкинское

29- Мартыновское

32- Мажуровское

35- Власовское

37- Зеленовское

40- Западно

Ники ш ине кая

44- Хлебное

47- Никольское

50- Глубокинское

53- Платоновская

56- Восточно

Глубокиская

59- Чеботовское

62- Кружиловское

65- Скосырское

68- Хлоповское

3- Пограничное

6- Красноталовское

7- Крутовское

8- Церковное 12- Липовское

15- Теплый свод

18- Заповедное

21 - Патроновское

24- Леоновское

27- Мостовское

30- Курнолиповское

33- Покровское

36- Дубовское-1

38- Серебрянская

42- Плотинское

45- Урюпинское

48- Грачикское

51- Даниловское

54- Ковалевская

57- Южно-Алексеевское

60- Садковское

63-Астаховское

66-Северо-Белянское

69-Больпшнское с кий, рентгенодифрактометрический анализы. Пластовые воды изучались методами инфракрасной спектроскопии, масс-спектрометрии.

В работе использованы сведения о стратиграфическом расчленении, литологии, тектонике, нефтегазоносносности, гидрогеологии, изложенные в опубликованных и фондовых материалах большого коллектива исследователей: JI.A. Анисимова, П.И. Блощицына, А.В. Бочкарева, С.Б. Вагина, В.А. Бобуха, С.П. Вальбе, В.Н. Волкова, Н.П. Гречишникова, А.С. Горкушина, В.П. Ильченко, А.А. Карцева, M.JI. Копп, В.Н. Корценштейна, В.Т. Левченко, А.И. Летави-на, А.Н. Маркова, Д.А. Мирзоева, М.В. Мирошникова, И.М. Михайлова, Е.В. • Мовшовича, A.M. Никанорова, Г.К. Павленко, В.И. Петренко, А.Н. Резникова, Э.С. Сианисяна, М.Г. Тарасова, Д.Л. Федорова, Ю.А. Федорова, М.Л. Хацкеля, В.Е. Хаина, В.Н. Холодова, Л.Н. Шалаева, Ф.Х. Шарафутдинова. Учтены многочисленные результаты изучения стратиграфии, тектоники, гидрогеологии, геотермии, нефтегазоносности юга России, методики гидрогеологических исследований.

Большая помощь в координации исследований, постоянная поддержка на протяжении всей работы оказана автору консультантом профессором А.Н. д Резниковым, за что автор выражает ему искреннюю благодарность.

Заключение Диссертация по теме "Гидрогеология", Назаренко, Владимир Степанович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате изучения гидрогеологических закономерностей в распределении залежей углеводородов краевых частей двух нефтегазоносных провинций, расположенных на территории юга России установлены общие особенности, определившие защищаемые положения рассмотренные в диссертации.

Установлены гидрогеодинамические факторы, определяющие формирование пластовой системы, современные и палеотемпературы и их взаимосвязь с нефтегазоносностью в краевых частях нефтегазоносных провинций. Выполнен гидрогеохимический анализ распределения отдельных элементов и соединений в различных геотектонических областях и их связь с нефтегазоносностью. Определены возможности использования распределения отдельных элементов и их соотношений для прогноза нефтегазоносности.

В диссертации для решения фундаментальных аспектов предложены: : 1) новая методология исследования роли геодинамики в формировании гидрогеохимической зональности и её связи с нефтегазоносностью на примере конкретных бассейнов; 2) Новым является применение логического подхода в установлении закономерностей изменения коллекторов и флюидов, их насыщающих, в различных геодинамических условиях.

По результатам исследований сделаны следующие выводы.

Формирование залежей углеводородных газов является процессом, продолжающимся до настоящего времени, что отражается в гидрогеологических закономерностях нефтегазоносности в переходных зонах земной коры. Время формирования залежей нефтей и углеводородных газов различно.

В региональном плане прогнозировать давления во флюидных системах нефтегазоносных бассейнов можно по их приуроченности к тому или иному типу динамической возбужденности. В слабо возбужденных бассейнах II д типа, к которому приурочен Азовский газоносный район, возможны аномально низкие пластовые давления. В возбужденных бассейнах Шд типа, не испытавших инверсии присутствуют зоны с аномально высокими пластовыми давлениями. В различных направлениях от участков максимальной напряженности в зависимости от степени проводимости пород происходит перераспределение пластовой энергии. Различие приведенных давлений по площади объясняется геологической неоднородностью среды. Вертикальные движения флюидов являются основными. Горизонтальная составляющая движения для бассейнов Шд и 1УД типов не имеет существенного значения.

Наблюдается пространственное совпадение границ гидрогеохимических зон, распределения углеводородов разного фазового состава и максимальных палеотемператур. Установлена тесная связь максимальных палеотемператур вмещающих пород, пластовых вод и степени метаморфизма углей. Максимальные палеотемпературы, испытанные пластовыми водами, на 80-100°С превышают таковые для пород.

Месторождения нефтей влияют на гидрогеохимический процессы в системе газ - нефть - вода - порода. Гидрогеохимические показатели нефтегазоносности: катионный коэффициент (rNa+rMg)/rCa, (1+0.2Вг)/1000хС1, Ca/Sr, изотопный состав, высокомолекулярный состав органических веществ, газовый состав подземных вод отражают гидрогеодинамическую обстановку, степень их обогащения органическими веществами, вероятный контакт воды и углеводородов. Они могут служить показателями наличия залежей углеводородов, их фазового состава, а также промышленных концентраций ряда элементов. Использование коэффициента Ca/Sr позволило выявить резкое отличие между нефтяными и непродуктивными структурами. Рассчитанные уравнения можно использовать для прогнозирования содержания стронция в пластовых водах пермско-триасового водоносного комплекса по кальцию. Подземные воды нижнемелового, юрского, пермско-триасового водоносных комплексах содержат стронций в количествах представляющих промышленный интерес. В Восточно-Предкавказском бассейне содержание радия в продуктивных структурах на порядок более высокое по сравнению с непродуктивными. Концентрацию марганца можно использовать для прогноза только жидких УВ.

Пермско-триасовые отложения Восточного Предкавказья явились основным продуцентом УВ, которые при благоприятных условиях вертикально мигрировали и заполняли ловушки. Исходя из особенностей гидрогеохимии пермско-триасовый, юрский и нижнемеловой комплексы формировались за счет единых источников, верхнемеловой водоносный комплекс сформировался за счет другого источника.

Пластовые воды мезозойско-кайнозойских отложений Азовского ГР существенно отличаются от вод каменноугольных отложений СевероДонбасского НГР по значениям коэффициентов К4 = Д1600/Д1460 и К5 = Д1370/Д1460. Воды Азовского ГР имеют К4 и К5 , в среднем равные 2,35 и 0,56, а Северо-Донбасского НГР 0,33 и 0,35 соответственно. ИК-спектроскопия является эффективным методом обнаружения залежей углеводородов и их фазового состояния. Спектры пластовых вод разных горизонтов существенно отличаются по конфигурации кривой, что позволяет использовать предложенную методику для идентификации источника поступления воды в скважину.

Анализ имеющихся данных показывает, что наиболее перспективным районом в пределах юга России для проведения поисково-оценочных работ на гелий является южная часть Северо-Донбасского нефтегазоносного района. Другой участок, перспективный для получения гелия, расположен в пределах Центрально-Кавказского бассейна подземных вод.

Анализ гидрогеодинамической истории бассейна позволяет осуществлять количественное моделирование коллекторских свойств бассейнов и их нефтегазоносность. Палеогидрогеологические исследования с использованием конкреционного и хронобаротермического анализов, позволяют восстанавливать все изменения, происходящие с коллектором и флюидами, насыщающими его, от стадии седиментогенеза и диагенеза (конкреционный анализ) до метагенеза (хронобаротермический анализ).

Методика прогноза коллекторских свойств в карбонатных и терригенных породах и оценка перспектив нефтегазоносности южных районов России. Применение данных методов позволило выполнить оценку как фазового состояния углеводородов в пределах наименее изученных регионов и отложений юга России, так и выполнить количественную оценку их ресурсов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Назаренко, Владимир Степанович, Ростов-на-Дону

1. Агафонов В.И. О возможности использования изотопных данных пластовых рассолов при нефтепоисковых работах в Припятском прогибе //Методы прогнозирования и изучения залежей нефти и газа.- Минск, 1982

2. Анциферов А.С. Гидрогеология древнейших нефтегазоносных толщ Сибирской платформы. М.: Недра, 1989. - 176 с.

3. Арсанова Г.И. Редкие щелочи в термальных водах вулканических областей . -Новосибирск: Наука, 1974. 105 с.

4. Арье А.Г. Особенности движения подземных вод нефтегазоносных бассейнов в свете геофлю идо динамики медленных потоков. //Геология нефти и газа. 1995. № 11. - С. 33-39.

5. Астафьев В.П., Муромцева В.А., Фрейманис А.А. О нефтепоисковом значении аммония в подземных водах палеозойских отложений Балтийской си-неклизы //Региональная геология Прибалтики. Рига: Зинатне, 1974. - С. 183-186.

6. Багринцева К.И. Карбонатные породы коллекторы нефти и газа. М.: Недра, 1977. - 219 с.

7. Багринцева К.И. Теоретические основы прогнозирования карбонатных коллекторов на больших глубинах //Коллекторы нефти и газа и флюидоупоры. Новосибирск, 1983.

8. Багринцева К.И. Особенности строения пустотного пространства карбонатных отложений различного генезиса //Геология нефти и газа.- 1996. № 1.- С. 18-27.

9. Банковский В.А. Геотермические условия Несветаевско-Шахтинской котловины //Уголь.- 1952. № 1.

10. Ю.Барс Е.А. Органическая гидрогеохимия нефтегазоносных бассейнов.- М.: Недра, 1981,- 229 с.

11. Басков Е.А., Суриков С.Н. Гидротермы Земли. Л.: Недра, 1989. - 245 с.

12. Беллами JI. Инфракрасные спектры сложных молекул.- М.: Иностранная литература, 1963.-241 с.

13. Белозерова Г.Е., Страхов П.Н., Дмитриева Г.Ю. и др. Характеристика пустотного пространства карбонатных отложений франского яруса Урманского месторождения //Геология нефти и газа. 1995. № 2. - С. 14-17.

14. Билак С.П. Минеральные воды Закарпатья.- Львов: Вища шк., 1986. 168 с.

15. Благонравов С.А., Благонравов Н.С. Генетические связи йода и растворимого кремнезема в водах нефтегазоносных отложений майкопской серии Северо-Восточного Кавказа //Известия ВУЗ. Нефть и газ. 1970. № 3.

16. Бобух В.А. Нефгегазогеологическое районирование территории Ростовской области //Геология и полезные ископаемые Нижнего Дона. Ростов н/Д:1. РГУ, 1983. С. 104-112.

17. Богомолов Г.В., Плотникова Г.Н., Титова Е.А. Кремнезем в термальных и холодных водах.- М.: Наука, 1967,- 111 с.

18. Бойко Н.И. О генезисе доломитов верхнеюрских карбонатных отложений Западного Предкавказья. Литология и полезные ископаемые. - 1982. № 2. - С. 47-53.

19. Бойко Т.Ф. Распределение редких элементов в галогенных отложениях. -Доклады АН СССР.- 1966.- т. 171. № 3.- С. 457-460.

20. Бородулин М.И., Мовшович Е.В. Тектоническое положение Доно-Днепровского прогиба //Геофизический сборник, 1975, вып. 63. С. 26-33.

21. Бочкарев А.В. Катагенез и газоносность угленосных толщ //Известия АН СССР. Сер. Геологическая.- 1984. № 4. С. 108-115.

22. Бурков В.В., Подпорина Е.К., Линде Т.П. Минеральное сырье. Стронций //Справочник. -М.:ЗАО »Геоинформмарк», 1999. 23 с.

23. Вассоевич Н.Б. Дисперсные битумоиды в осадочных породах //Справочник по геологии нефти и газа. Под ред. Н.А. Еременко. М.: Недра,1984.-С. 68-77.

24. Вернадский В.И. К вопросу о радиоактивности нефтяных буровых вод. // Доклады АН СССР, -1939. № 15. С. 399-401.

25. Вероятностно-статистическое моделирование преобразований терригенных коллекторов в зоне катагенеза /Резников А.Н., Назаренко B.C., Нариманянц С.В., Ярошенко А.А.- Геология нефти и газа. 2001. № 1.- С. 33-41.

26. Ветштейн В.Е. Изотопы кислорода и водорода природных вод СССР.-М.гНедра, 1982.-216 с.

27. Ветштейн В.Е., Артемчук В.Г., Алышулер П.Г. Поведение изотопов водорода и кислорода в водах зоны нефтяного контакта на примере Припятского прогиба и Западной Сибири //Геохимия.-1981. № 4.- С. 525-531.

28. Ветпггейн В.Е., Артемчук В.Г., Гуревич М.С. Гидроизотопное зональное строение Амударьинского артезианского бассейна //Советская геология. -1981. №10.-С. 108- 119.

29. Виноградов А.П. Введение в геохимию океана. М.: Наука, 1967. - 215 с.

30. Взаимосвязь природных газов и воды //Петренко В.И., Петренко Н.В., Ха-дыкин В.Г., Щугорев В.Д. М.: Недра, 1995. - 279 с.

31. Власова JI.C., Брезгунова B.C. Моделирование процессов изотопного обмена кислорода пород и вод в природных условиях. //Водные ресурсы. 1983. № 1.-С. 145-153.

32. Вовк И.Ф. Радиолиз подземных вод и его геохимическая роль. М.: Недра, 1979.- 231 с

33. Воронов А.Н. Состав газа на больших глубинах по гидрогеологическим показателям //Вестник ЛГУ. Сер.7, 1988, вып.1.- С.77-80.

34. Воронов А.Н. Водорастворенные инертные газы нефтегазоносных бассейнов //Теоретические основы нефтегазовой гидрогеологии. М.: Недра, 1992. - С. 85-102.

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

36. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И. Формирование нефтяных, газовых и конден-сатногазовых месторождений. М.: Недра, 1986. - 228 с.

37. Гаврилов Ю.О. Конкрециеобразование в глинистых толщах мезозоя-кайнозоя Северо-Восточного Кавказа //Конкреции и конкреционный анализ нефтегазоносных формаций. Тюмень, 1983. - с.14-15.

38. Геология и нефтегазоносность Предкавказья /Орел В.Е., Распопов Ю.В., Скрипкин А.П. и др. М.: ГЕОС, 2001. 299 с.

39. Геология СССР. Т. IX, Северный Кавказ, ч. I. М.: Недра, 1968. - 760 с.

40. Гидрогеологические особенности доюрского разреза Южного Мангышлака /Рабинович А.А., Попков В.И., Михайленко Н.И., Паламарь В.П. Советская геология, 1985. № 11.-С. 122-127.

41. Гидрогеологические показатели нефтегазоносности докембрийских отложений Иркутского нефтегазоносного бассейна / Павленко В.В., Обухов В.Ф., Бронников В.А. и др. -М.: Недра, 1978,- 125 с.

42. Гидрогеологические условия нефтегазоносности северо-западной части Скифской плиты /Назаренко B.C., Зайчиков Г.М., Резников А.Н., Муравьев А.Н. Известия СКНЦ ВШ. Естественные науки. - 1991. № 3. - С. 104-106.

43. Гидрогеохимические показатели оценки перспектив нефтегазоносности локальных структур /Зорькин JI.M., Стадник Е.В., Сошников В.К., Юрин Г.А. -М.:Недра, 1974,- 80 с.

44. Глебовская Е.А. Применение инфракрасной спектроскопии в нефтяной геохимии. -JI.: Недра, 1971.- 140 с.

45. Глушко В.В., Новосилецкий P.M., Корчинская И.А. Основные закономерности размещения газоконденсатных и нефтяных залежей в Днепровско-Донецкой впадине //Геология нефти и газа. 1972.- № 1.

46. Гольдберг Е.Д. Геохимия моря. //Геохимия литогенеза. М., 1963.- С. 51-57.

47. Горкушин А.С., Вобликов Б.Г. Гидродинамическое моделирование залежей нефти в многослойном пластовом резервуаре (на примере Восточного Ставрополья) //Геология нефти и газа.- 2000. № 1.- С. 50-55.

48. Граусман А.А. О природе давлений во флюидных системах осадочных бассейнов //Геология нефти и газа.- 1999. № 11-12.- С.49-56.

49. Гречишников Н.П. Палеогеотермия отложений платформенной части Восточного Предкавказья и размещение залежей углеводородов. // Сов. Геология. -1984. № 5.

50. Грибик Я.Г. Распределение радиоактивных элементов в подземных водах Припятского прогиба. //Докл. АН БССР, 1977, т. 21, № 9, С. 847-849.

51. Грибик Я.Г. Об использовании радиоактивности подземных вод Припятского прогиба в нефтепоисковых целях //Геология нефти и газа, 1976. № 2.- С. 63-65

52. Гринсмит Дж. Петрология осадочных пород. М.: Мир, 1981. -253 с.

53. Гуляева Л.А. Распределение бора в водах Азербайджанских нефтяных месторождений и его корреляционное значение. // Доклады АН СССР. 1942. -т.35. -№ 3.

54. Гуляева Л.А., Каплун В.Б., Мишенина Е.П. Бор в нефтях и его распределение по отдельным нефтяным компонентам. // Геохимия. 1966. № 7. - С. 813-817.

55. Гуревич А.Е. Практическое руководство по изучению движения подземных вод при поисках полезных ископаемых.- Л.: Недра, 1980.- 280 с.

56. Гуревич А.Е., Капченко А.Е., Кругликов Н.М. Теоретические основы нефтяной гидрогеологии. Л.: Недра, 1972. - 272 с.

57. Гуркова JI.C. Роль водовмещающих пород в формировании стронциеносно-сти подземных вод подсолевого девона Припятского прогиба //Докл. АН БССР. 1986, т. XXX, № 10. С. 938-941.

58. Гуцало JI.K. О природе стронциевых аномалии в подземных водах, контактирующих с нефтяными и газовыми залежами.// Эволюция пластов-коллекторов месторождений нефти и газа Днепровско-Донецкой впадины. Полтава. 1967. - С. 55-56.

59. Гуцало JI.K. О геохимической связи радиевых аномалий в подземных водах с нефтяными и газовыми залежами. //Доклады АН СССР, 1967, т. 172, № 5.-С. 1174-1176.

60. Гуцало JI.K. О возможности применения бора как показателя нефтегазоносности локальных структур //Геология и геохимия горючих ископаемых. -Киев: Наукова Думка, 1974. Вып. 37. - С. 57-60.

61. Данилов И.Д. Литогенез четвертичных отложений и конкрециеобразование в криолитозоне ////Конкреции и конкреционный анализ нефтегазоносных формаций. Тюмень, 1983. - С. 15-16.

62. Дегенс Э. Геохимия осадочных образований.- М.: Мир, 1967.- 299 с.

63. Дислер В.Н. Кремнезем в подземной гидросфере //Происхождение и практическое использование кремнистых пород. М.: Наука, 1987,- С. 128-140.

64. Дмитриевский А.Н., Карцев А.А. Использование литогидрогеохимических исследований для прогнозирования коллекторов нефти и газа //Обз. Инф. ВНИИ упр. и экон. нефтегазовой промышленности. Вып. 6(133). - 1987. -С. 2-49.

65. Донцова Т.К., Назаренко B.C. Применение метода ИК-спектрометрии органического вещества пластовых вод для раздельного прогноза нефте- и газоносности локальных объектов// Проблемы нефтегазопоисковой гидрогеологии.-М.: ИГиРГИ, 1989. С. 107-111.

66. Дубинский А .Я. Основные этапы тектонического развития южных обрамлений Русской платформы //Советская геология, 1962. № 6. С. 17-38.

67. Дьяконов Д.И. Геотермия в нефтяной геологии. М.: Гостоптехиздат, 1958.277 с.

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

69. Ермаков Н.П. Геохимические системы включений в минералах. М.: Недра, 1972.

70. Зингер А.С. Гидрохимические критерии оценки нефтегазоносности локальных структур. Саратов, 1966.83.3онн М.С., Фомин А.А. Прогноз типов коллекторов на больших глубинах //Геология нефти и газа. 1994. № 6. - С. 22-28.

71. Зорькин JI.M. Геохимия газов пластовых нефтегазоносных бассейнов. М.: Недра, 1973.1 fi

72. Иванов В.Г., Биджанов В.И., Якубовский А.В. Распределение 5 О и 5D вподземных водах нефтегазоносных отложений юго-восточной части Завпад-но-Сибирской плиты //Геология и геофизика.- 1983. № 2.- С. 82-85.

73. Иванов В.В., Мейтов Е.С. Минеральное сырье. Германий. М.: Геоинфор-марк, 1998. - 16 с.

74. Иванов В.В., Невраев Г.А. Классификация подземных минеральных вод. -М.:Недра, 1964. 165 с.

75. Игнатович Н.К. К вопросу о гидрогеологических условиях формирования и сохранения нефтяных залежей. Докл. АН СССР, 1945, т. 46, № 5, с. 215218.

76. Изотопный состав водорода и кислорода подземных рассолов Припятской впадины и возможности его использования в нефтегазопоисковой гидрогеологии /Трачук В.Г., Ветштейн В.Е., Малюк Г.А., Альтшулер П.Г. Геохимия.- 1975. № 7,- С. 999-1005.

77. Изотопный состав связанных и гравитационных вод песчано-глинистых отложений /Никаноров А.М., Федоров Ю.А., Исаев Н.В., Назаренко B.C. XI Всесоюзный симпозиум по геохимии изотопов (тезисы докладов декабрь, 1986). - Москва, 1986. - С. 255-257.

78. Ильченко В.П., Суббота М.И., Бочкарев А.В. Органогенные воды в круговороте подземных вод на Земле. //Подземные воды и эволюция литосферы. -М.: Наука, 1985.- С. 87-90.

79. Ищерская М.В. Влияние эпигенеза на изменение коллекторских свойств пород верхнего протерозоя востока Русской плиты. //Геология докембрия южного Урала и востока Русской плиты. JL: Недра, 1990.- С. 97-103.

80. К вопросу происхождения подземных вод осадочной толщи Днепровско-Донецкой нефтегазоносной провинции по данным изотопного состава кислорода и водорода. /Ветштейн В.Е., Гуцало JI.K., Малюк Г.А., Мирошниченко А.Г. //Геохимия,- 1973. № 3.- С. 327-338.

81. Капченко JI.H. О формировании минеральных вод типа «Лугела»-«Окуми».- Геохимия. 1966. № 7. - С. 878-882.

82. Капченко Л.Н. Гидрогеологические основы теории нефтегазонакопления. -Л.: Недра, 1983.-263 с.

83. Карнюшина Е.Е. Роль вторичной минерализации в изменении свойств коллекторов //Нефтегазоносные и угленосные бассейны России. М.: МГУ, 1996.-С. 129- 143.

84. Карпов П.А., Габриэлян А.Г. О пористости песчаников на больших глубинах по Волгоградской области //Геология нефти и газа. 1969. № 6. - С. 41-45.

85. Карта тектонического районирования Предкавказья. Масштаб 1:500 ООО. /Гл. ред. А.И. Летавин. М.:ИГИРГИ, 1980.

86. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1963.

87. Карцев А.А. Основы геохимии нефти и газа. М.: Недра, 1969. - 272 с.

88. Карцев А.А., Вагин С.Б., Матусевич В.М. Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов- М: Недра, 1986.- 224 с.

89. Карцев А.А., Вагин С.Б., Шугрин В.П., Брагин Ю.И. Нефтегазовая гидрогеология,- М.: ГУЛ Изд-во «Нефть и газ», 2001.- 264 с.

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

91. Касьянова Н.А. Новые данные о строении и перспективах нефтегазоносности акватории северо-западного Каспия //Геология нефти и газа. 1998. № 4,- С.10-16.

92. Киркинская В.Н., Смехов Е.М. Карбонатные породы коллекторы нефти и газа. - М.: Недра, 1977.

93. Кирюхин В.К. Изучение органического вещества подземных вод Западной Туркмении методом инфракрасной спектрометрии. //Методы и направления исследований органического вещества подземных вод. Труды ВСЕГИНГЕО, вып. 96, ч.2, № 7,1975.- С. 55-65.

94. Кирюхин В.А., Толстихин Н.И. Региональная гидрогеология .- М.: Недра, 1987.-382 с.

95. Клубов С.В. Карбонатные коллекторы. //Справочник по геологии нефти и газа. Под. Ред. Н.А. Еременко. М.: Недра, 1984. С. 157-167.

96. Козин А.Н. Барит в пластовых водах нефтяных месторождений Куйбышевского Поволжья. Геохимия. - 1964. № 9. - С. 937-943.

97. Козлов В.Ф. Br/Са коэффициент как нефтепоисковый критерий //Труды ВНИГРИ, 1969, вып. 279. С. 233-240.

98. Колодий В.В. Подземные воды нефтегазоносных провинций и их роль в миграции и аккумуляции нефти. Киев: Наук, думка, 1983. 248 с.

99. Колодий В.В., Койнов И.М. Изотопный состав Н и О подземных вод Карпатского региона и вопросы их происхождения //Геохимия.- 1984. №5.- с. 721-733.

100. Комаров И.С., Хайме Н.М., Бабенышев А.П. Многомерный статистический анализ в инженерной геологии. М.:Недра, 1976. 199 с.

101. Копп M.JI. Новейшие деформации Скифской плиты и юга ВосточноЕвропейской платформ как результат давления Аравийской плиты //Геотектоника. 2000. № 2.- С. 26-42.

102. Корценштейн В.Н. Растворенные газы подземной гидросферы Земли. -М.: Недра, 1984.

103. Котгон Ф., Уилкинсон Современная неорганическая химия. ч.2. - М.: Мир, 1969. -494 с.

104. Крайнов С.Р. Особенности геохимии цезия в подземных водах различных глубинных зон земной коры //Геохимия. 1970. - С. 979-987.

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

106. Крайча Я. Газы в подземных водах. М.: Недра, 1980. - 343 с.

107. Кременецкий А.А., Линде Т.П., Юшко Н.А., Шадерман Ф.И. Минеральное сырье. Литий //Справочник. М.: ЗАО «Геоинформмарк», 1999. - 49 с.

108. Кротова В.А. Гидрогеологические критерии нефтегазоносности. М.: Гос-топтехиздат, I960,- 162 с.

109. Кудельский А.В. Гидрогеология, гидрогеохимия йода. Минск: Наука и техника, 1976. -216 с.

110. Кудельский А.В. Гидрогеология западной части Сарматско-Туранского линеамента. Минск: Наука и техника, 1987. 111 с.

111. Кудельский А.В., Шиманович В.М., Махнач А.А. Гидрогеология и рассолы Припятского нефтегазоносного бассейна.- Минск: Наука и техника.-1985.- 223 с.

112. Кузнецов В.Г. Природные резервуары нефти и газа карбонатных отложений. М.: Недра, 1992. - 240 с.

113. Курбанов М.К. Геотермальные и гидротермальные ресурсы Восточного Кавказа и Предкавказья. М.: Наука, 2001. - 260 с.

114. Кучерук Е.В. Аномальные давления, миграция и аккумуляция углеводородов //Роль аномальных давлений в распределении залежей нефти и газаМ., 1986.-С. 38-47.

115. Лапкин И.Ю., Мовшович Е.В. Сочленение Восточно-Европейской платформы с Урало-Донецкими варисцидами //Известия АН СССР. Сер. Геол., 1978. № 6,- С. 73-85.

116. Ларичев В.В. Генезис опресненных подземных вод триаса и палезоя Южного Мангышлака //Сов. геология. 1987. № 6. - С. 114-120.

117. Ларская Е.С., Горюнова Е.А., Борисова Л.Б. Битуминологические модели флюидонасыщения резервуаров как инструмент разведки и разработки залежей //Геология нефти и газа. 1996. № 3. - С.28-36.

118. Лебедев Б.А. Геохимия эпигенетических процессов в осадочных бассейнах.-Л.: Недра, 1992.

119. Лебедев В.И. Энергия гидратации, ионный обмен и причины образования существенно хлор-кальциевых вод //Проблемы геохимии. М., 1965. - С. 237-248.

120. Лебедько Г.И. Комплексная модель глубинного строения юга Русской плиты и обрамляющих структур Северного Кавказа .- Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геол. мин. наук. - М.: МГТА, 1996. - 63 с.

121. Лебедько Г.И., Назаренко B.C., Хацкель М.Л. Новые направления поисков залежей нефти и газа на южном склоне Воронежской антеклизы //Геология нефти и газа.- 2001. № 6. С. 30-32

122. Липацкова Е.Н. Условия формирования подземных вод Волго-Донского региона. //Геологическое строение и полезные ископаемые Нижнего Дона. -Ростов н/Д: РГУ, 1973. с. 143-148.

123. Лисицын А.Е., Моисеева Р.Н. Минеральное сырье. Бор.- М.: Геоинформ-марк», 1997. 47 с.

124. Лысенко А.Н., Абуталыбова Р.М., Фурсиков Г.Л. Геохимич марганца в породах и пластовых водах (рассолах) девонских нефтеносных комплексов Припятского прогиба.- ДАН БССР, 1986, т. 30, № 11. С. 1015-1018.

125. Любимова Е.А. Термика Земли и Луны. М.: Недра, 1968.

126. Магара К. Уплотнение пород и миграция флюидов.М.: Недра, 1982. 296 с.

127. Македонов А.В. Корреляция разрезов с помощью конкреций. Методы изучения осадочных пород, т.2.- М.: Госгеолиздат, 1957.

128. Мартынова М.А., Мартьянова Г.И. О роли глубинного флюида в формировании инверсионных гидрохимических разрезов //Вестник ЛГУ. 1984. № 8.- С. 78-83.

129. Марченко А.В., Назаренко B.C. Геохимические особенности формирования Курнолиповского нефтяного месторождения //Проблемы геологии и рационального природопользования.- Ростов н/Д: РГУ, 1983.- С. 69-72.

130. Матусевич В.М., Прокопьева Р.Г. ИК-спектры органического вещества подземных вод Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.- Изв. вузов. Нефть и газ. 1975. № 5.- С. 13-16.

131. Махнач А.А. Постседиментационные изменения межсолевых отложений Припятского прогиба. Минск: Наука и техника, 1980.- 200 с.

132. Махутов К.А., Нугманов Я.Д., Тимурзиев А.И. Особенности строения и механизм формирования коллекторов на больших глубинах //Известия АН КазССР. Сер. Геологическая. 1987. № 5. - С. 15-20.

133. Медведев С.А. К вопросу формирования контрастных гидрохимических аномалий в глубоких горизонтах нефтегазоносных артезианских бассейнов эпигерцинских плит //Подземные воды и эволюция литосферы. М.: Наука, 1985.-С. 114-117.

134. Медведев СЛ. Особенности гидрохимической зональности доюрского разреза эпигерцинских плит юга СССР /Метод исследований в гидрогеологии. М.: ВСЕГИНГЕО. - Деп. в ВИНИТИ, 1987.- № 4072-В87. - С.12-21.

135. Метан /Алексеев Ф.А., Войтов Г.И., Лебедев B.C. и др.- М.: Недра, 1981. -310 с.

136. Методические рекомендации по геохимической оценке и картированию подземных редкометальных вод /Л.С.Балашов, М.С.Галицын, Н.В., Ефре-мочкин. М.:ВСЕГИНГЕО, 1977. - 87 с.

137. Методы обработки и интерпретации результатов гидрогеологических исследований в нефтегазопоисковых целях. /Суббота М.И., Клейменов В.Г., Стадник Е.В. и др. М.: Недра, 1980.- 271 с.

138. Методы поисков, разведки и оценки прогнозных ресурсов и эксплуатационных запасов промышленных вод /Бондаренко С.С., Ефремочкин Н.В., Бо-ревский Л.В., Стрепетов В.П. М.: Недра, 1988. - 96 с.

139. Милановский Е.Е. Рифтогенез в истории Земли (рифтогенез на древних платформах). М.: Недра, 1983. 280 с.

140. Михайлов И.М. Потенциальная энергия пластовых флюидов.- М.: Наука, 1987.-95 с.

141. Минеральное сырье. Бром и йод /Антипов М.А., Бондаренко С.С., Стрепетов В.П., Каспаров С.М.// Справочник. М.:ЗАО «Геоинформарк», 1998. -30 с.

142. Мильков В.М. Вертикальная гидрохимическая зональность Тимано-Печорской НГП и ее связь с нефтегазоносносностью на больших глубинах //Геология нефти и газа.- 1990. № 4. С. 30-32.

143. Михаличек М., Прохазкова В. Проявление пластовой нефти и газа в химизме пластовых вод //Ргасе vyzkumneho ustavu geologickeho inzenyrstvi. -1978. т.35. - № IB. - с. 425-442.

144. Мовшович E.B., Хацкель М.Л., Зиновьев А.А., Филин С.И. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности зоны сочленения Донецкого кряжа и кряжа Карпинского //Геология нефти и газа .- 2002. № 1.- С.59-64.

145. Мовшович Е.В., Хацкель MJL, Ульянов П.П. Перспективы поисков залежей углеводородов в нижнекаменноугольном комплексе Ростовского свода //Малоизученные нефтегазоносные комплексы Европейской части России. М.: ВНИГНИ, 1997. с. 85-86.

146. Муравьев А.Н., Двуреченский В.А. Некоторые закономерности размещения углеводородных люидов и перспективы нефтегазоносности севрной части Ростовской области /Геологическое строение и разведка полезных ископаемых Нижнего Дона. Ростов н/Д: РГУ, 1977.

147. Муравьев А.Н., Зайчиков Г.М. Прямые газогидрохимические признаки газоносности мезо-кайнозойских отложений Ростовского свода //Известия СКНЦ ВШ. Серия естественные науки. 1988. № 3. - С. 120-125.

148. Набоко С.И. Металлоносность современных гидротерм в областях текто-номагматической активности. М.: Наука, 1980. - 199 с.

149. Назаренко B.C. Подземный сток в Азовское море одна из составляющих его водного баланса //Известия СКНЦ ВШ. Серия Естественные науки. -1979. №1.-С. 101

150. Назаренко B.C. Битумилогические исследования органического вещества площади Курнолиповская //Проблемы геологии, ресурсы полезных ископаемых и охрана недр. Ростов н/Д: РГУ, 1980.

151. Назаренко B.C. Гидрогеохимические условия пермско-триасового водоносного комплекса Восточно-Предкавказского бассейна в связи с нефтегазоносностью //Автореф. Дис. на соиск. Уч. Степ. Канд. Геол.-мин.наук.- Л: ЛГУ, 1985 18 с.

152. Назаренко B.C. Конкреционный анализ пермо-триасового комплекса Восточного Предкавказья в связи с вопросами нефтегазоносности. Труды За-пСибНИГНИ, Тюмень, вып. 201.- 1985,- С. 119-124.

153. Назаренко B.C. Геотермические и палеогеотермические особенности пермо-триасового комплекса в Восточном Предкавказье //Известия ВУЗ. Геология и разведка. 1986. № 1. - С. 64-68.

154. Назаренко B.C. Гидрогеологические условия нефтегазообразования пермо-триасового комплекса Восточно-Предкавказской нефтегазоносной области //Нефтегазообразование на больших глубинах. Тезисы докл. 5 всесоюзн. семинара. М., 1986. С.318.

155. Назаренко B.C. Гидрогеохимические особенности глубокопогруженных водоносных комплексов переходных зон// Гидрогеология, формирование химического состава вод. Новочеркасск: НПИ, 1989.- С. 61-66.

156. Назаренко B.C. Влияние геотермических и палеогеотермических условий на размещение углеводородов в палеозойских отложениях севера Ростовской области //Известия ВУЗ. Геология и разведка. 1989. № 5. - С. 137-140.

157. Назаренко B.C. Некоторые вопросы гидрохимии марганца в подземных водах зоны катагенеза Северного Кавказа //Формирование химического и изотопного состава природных вод. JI.: Гидрометеоиздат, 1990. - С. 80-83.

158. Назаренко B.C. Формирование гидрогеохимических условий пермо-триасового комплекса Восточно-Предкавказского бассейна //Гидрогеология и гидрогеохимия. 1991. №3. - С. 148-155.

159. Назаренко B.C. Возможности захоронения промышленных стоков городских агломераций в глубокие горизонты //Экологическая гидрогеология стран Балтийского моря. междунар. Семинар (тезисы докл., Санкт-Петербург 21-25 июня 1993).- СПб., 1993. - С. 122-123.

160. Назаренко B.C. История развития гидрогеологии и инженерной геологии в Ростовском университете. Рукопись депонирована в ВИНИТИ № 3768-B98.-1998.-14c.

161. Назаренко B.C. Изменение коллекторских свойств осадочных пород в зоне катагенеза //Геология нефти и газа. -1999. № 9-10. С. 51-57.

162. Назаренко B.C. Гидрогеология гелия центральной части Сарматско-Туранского линеамента. //Радон, гелий и другие радиогенные компоненты в природных водах: экологические и научные аспекты. Материалы международного семинара. СПб., 2000,- С. 53-55.

163. Назаренко B.C. Оценка нефтегазоносности западной части кряжа Карпинского по гидрогеологическим данным //Новые идеи в геологии и неохимии нефти и газа (Материалы 5 международной конференции. 4.1. -М.:МГУ, 2001.-С. 333-336.

164. Назаренко B.C. Роль школы Ростовского университета в развитии гидрогеологии в XX веке //Гидрогеология на рубеже веков. Межвузовский сборник,- Новочеркасск: Набла, 2001.- С. 17-20.

165. Назаренко B.C. Гидрогеохимия инертных газов юга России //Гидрогеология на рубеже веков. Межвузовский сборник.- Новочеркасск: Набла, 2001.- С. 55-59.

166. Назаренко B.C. Гидрогеохимия стронция в пластовых водах мезозойских отложений Восточно-Предкавказского артезианского бассейна //Современная гидрогеология на рубеже веков. Материалы международной научной конференции, Новочеркасск, 2001. С. 51-53.

167. Назаренко B.C. Гидрогеология и перспективы нефтегазоносности южных районов России.- Ростов н/Д: СКНЦ ВШ, 2001.- 310 с.

168. Назаренко B.C. Формирование газовых залежей Ростовского свода //Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр. Книга 2.- М.:ГЕОС, 2002. С. 40 - 41.

169. Назаренко B.C., Бойко Н.И., Пушкарский Е.М. Цитологические и гидрогеохимические критерии нефтегазоносности карбонатных формаций триаса Северного Кавказа //Известия СКНЦ ВШ. Естественные науки. 1989. № 3. -С. 71-74.

170. Назаренко B.C., Донцова Т.К. Методы исследования формирования химического состава подземных вод севро-западного Кавказа //Природно-ресурсный потенциал горных районов Кавказа.-Грозный: ЧИГУД988.-С. 44.

171. Назаренко B.C., Донцовой Т.К., Шахбазьян Т.П. Разработка гидрогеохимических критериев нефтегазоносности локальных структур Ростовской области //Ростовский гос.университет народному хозяйству. Ростов н/Д: РГУ, 1986 С. 50.

172. Назаренко B.C., Зайчиков Г.М., Муравьев А.Н. Давление пластовых флюидов в мезо-кайнозойских отложениях Ростовского свода //Геологический журнал. 1991. № 5.- С.121-125.

173. Назаренко B.C., Резников А.Н. Гидрогеологические условия нефтегазоносности каменноугольных отложений северных окраин Восточного Донбасса //Геологический журнал. 1994. № 5 - С. 126-132.

174. Назаренко B.C., Резников А.Н. Хронобаротермический анализ размещения коллекторов в осадочно-породных бассейнах. Ростов н/Д: Приазовский край,- 2000. - 108 с.

175. Назаренко B.C., Резников А.Н. Ресурсы углеводородов в акваториях морей Южного Федерального Округа //Малоизученные нефтегазоносные регионы и комплексы России (Материалы научной конференции, Москва, ВНИГНИ, 2001. С. 88-90.

176. Невская Н.М. Водоносные комплексы Тимано-Печорской провинции-природные резервуары для скоплений углеводородов //Природные резервуары Европейского севера СССР и их нефтегазоносность. Л.: ВНИГРИ, 1987.-С. 99-104.

177. Некоторые вопросы прогнозирования физических свойств на больших глубинах (на примере Южно-Каспийской впадины) /И.С. Гулиев, Н.В. Кляц-ко, С.А. Мамедов и др. Азерб. Нефт. Х-во. - 1989. № 6. - С. 1-6.

178. Некоторые закономерности формирования залежей газа и нефти в Ростовской области /Резников А.Н., Холодков Ю.И., Назаренко B.C. и др.

179. Геология и полезные ископаемые Нижнего Дона. Ростов н/Д: РГУ, 1983. -с. 88-93.

180. Немченко Н.Н., Добрида Э.Д. Прогнозирование коллекторских свойств пород в глубокопогруженных залежах углеводородов Западной Сибири //Геология нефти и газа. 1985. № 12.- С. 21-25.

181. Неручев С.Г., Мухин В.В., Рогозина Е.А., Червяков И.Б. Аномально высокие давления следствие генерации углеводородов и причина взрывного характера их эмиграции //Сов. Геология. 1987. № 10. - С. 33-39.

182. Нефтегазоносные провинции СССР /Алиев И.М., Аржевский Г.А., Григо-ренко Ю.Н. и др.- М.: Недра, 1983,- 272 с.

183. Нефтяные и газовые месторождения СССР. Справочник. В двух книгах /Под ред. С .П. Максимова. М.: Недра, 1987. т.1- 358 е., т.2- 303 с.

184. Никаноров А.М. Об условиях накопления и сохранения йода и брома в подземных водах мезо-кайнозойских отложений Восточного Предкавказья. -Сов. Геология. 1966. № 10. - С. 102-110.

185. Никаноров А.М., Тарасов М.Г., Федоров Ю.А. Гидрохимия и формирование подземных вод и рассолов Л.: Гидрометеоиздат, 1983.- 243 с.

186. Никаноров A.M., Федоров Ю.А. Стабильные изотопы в гидрохимии Л.: Гидрометеоиздат, 1988,- 247 с.

187. Новосилецкий P.M., Стефчишин О.В., Глова И.Н. Прогнозирование коллекторов нефти и газа по максимальной пористости песчаных пород Днеп-ровско-Донецкой впадины //Геол. жури. 1987. - т. 47. - № 4. - С. 19-25.

188. Новые данные об изотопном составе кислорода и водорода рассолов Сибирской платформы /Пиннекер Е.В., Борисов В.Н., Кустов Ю.И. и др.- Водные ресурсы,- 1987. № 3,- С. 105-115.

189. О нефтегазоносности Воронежской антеклизы./Белых В.И., Дунай Е.И., Молотков С.П. и др.- //Малоизученные нефтегазовые комплексы Европейской части России. М.: ВНИГНИ, 1997. С. 79-80.

190. Особенности формирования изотопного состава контурных вод Припят-ского нефтегазоносного бассейна /Щербак Н.П., Ветпггейн В.Е., Артемчук

191. B.Г., Альтшулер П.Г.- ДАН УССР.- 1979. № 1.- С. 21.

192. Озябкин В.Н. Метод количественной оценки химического взаимодействия подземных вод с вмещающими породами. //Труды ВНИГРИ, 1974-вып.351.

193. Озябкин В.Н. Метод моделирования на ЭВМ гидрогеохимических процессов в карбонатно-галогенных формациях. //Особенности строения и размещения коллекторов сложного типа и методы их изучения. JL, 1982.

194. Основы гидрогеологии. Гидрогеохимия /Шварцев C.JI., Пиннекер Е.В., Перельман А.И. и др. Новосибирск: Наука, 1982.- 286 с.

195. Особенности строения и перспективы нефтегазоносности межнадвиговой зоны //Е.В. Мовшович, С.П. Вальбе, П.Н. Тихонов, В.Г. Токаева //Геологоразведочные работы в Ростовской области. Ростов н/Д: РГУ, 1980.1. C. 31-41.

196. Оценка коллекторов глубокозалегающих продуктивных горизонтов среднего плиоцена площадей Бакинского архипелага //Р.Х. Везирова, А.И. Алиев, P.P. Джафаров, А.А. Керимов //Известия ВУЗ. Нефть и газ. 1987. № 12. С.19-23.

197. Павленко Г.К. Распределение редких щелочных металлов в подземных водах Восточного Предкавказья. Сов. Геология. - 1979. № 12. - С. 85-91.

198. Павлов А.Н. Об определении возраста подземных вод гелий аргоновым методом //Сов. Геология, 1970. № 10. - С. 140-148.

199. Перозио Г.Н. Вторичные изменения мезозойских отложений центральных и юго-восточных частей Западно-Сибирской низменности //Постседиментационные преобразования осадочных пород Сибири. М.: Наука, 1967.-С. 5-70.

200. Петрология органических веществ в геологии горючих ископаемых /Аммосов И.И., Горшков В.И., Гречишников Н.П. и др. М.: Наука, 1987. -333 с.

201. Пиннекер Е.В. Рассолы Ангаро-Ленского артезианского бассейна. М.: Наука, 1966.- 332 с.

202. Пиннекер Е.В. Возраст подземных вод //Геологическая деятельность и история воды в земных недрах. Новосибирск: Наука, 1982. - С. 219-225.

203. Погребнов Н.И. Региональная тектоника Волго-Донской нефтегазоносной области //Геологическое строение и полезные ископаемые Волго-Донского региона. Ростов н/Д: РГУ, 1965. С. 31-54.

204. Попов В.Г. Геохимические особенности и возраст рассолов Волго-Уральского бассейна //Отечественная геология. 1994. № 2. - С. 62-66.

205. Попов В.Г., Абдрахманов Р.Ф., Тугуши И.Н. Обменно-адсорбционные процессы в подземной гидросфере /БНЦ УрО РАН, 1992. 156 с.

206. Попов В.Г., Н.Н. Егоров Гелиевые исследования в гидрогеологии. М.: Наука, 1990. - 168 с.

207. Попов В.Г., Михайлов В.И. Формирование и возраст рассолов Соликамской впадины //Водные ресурсы. 2001, т. 28. № 6. - С. 668 - 676.

208. Попов В.Г., Чернова Т.И. Распределение фтора в различных геохимических типах подземных водах //Проблемы изучения и использования геологической среды: Новочеркасск: НАБЛА, 1996. С. 67-74.

209. Попов Н.И., Федоров К.Н., Орлов В.М. Морская вода. М.: Наука, 1979. - 327 с.

210. Порошин В.Д. Литогидрогеохимические критерии прогноза интенсивной катагенетической доломитизации в галогенно-карбонатных формациях //Литология и полезные ископаемые. 1987. № 3. - С. 136-140.

211. Порошин В.Д. Взаимосвязь гидрогеохимических критериев нефтегазоносности с плотностью ресурсов нефти в девонских комплексах Припятско-го прогиба //Доклады АН БССР. 1989. - Том ХХХШ. - № 2. - с. 155-158.

212. Постседиментационные преобразования пород коллекторов /К.Р. Чепи-ков, Е.П. Ермилова, Н.А. Орлова, Г.И. Суркова. М.: Недра, 1972.

213. Потапов И.И., Погребнов Н.И. О тектоническом районировании территории бассейна Дона и Нижней Волги //Геология и полезные ископаемые бассейна Дона и Нижнего Поволжья. Ростов н/Д: РГУ, 1962. С. 23-24.

214. Потылицын А.Л. Состав вод, сопровождающих нефть и выбрасываемых подземными вулканами// Журнал физико-химического общества. 1882, т. 14, вып.7; 1883, т. 15, вып. 6,7.

215. Применение ИК спектроскопии в геохимических исследованиях при оценке перспектив нефтегазоносности /Сидоров И.Н., Навроцкий O.K., Тимофеев Г.И., Былинкин Г.П. Саратов: СГУ, 1980. 77 с.

216. Природные условия и естественные ресурсы Ростовской области /Хрусталев Ю.П., Назаренко B.C., Андреева Е.С. и др. Ростов н/Д: РГУ, 2002.-432 с.

217. Прошляков Б.К. Вторичные изменения терригенных пород-коллекторов нефти и газа. -М.: Недра, 1974. 232 с.

218. Прошляков Б.П., Гальянова Т.И., Пименов Ю.Г. Коллекторские свойства осадочных пород на больших глубинах. М.: Недра, 1987. 200 с.

219. Прошляков Б.К., кузнецов В.Г. Литология. М.: Недра, 1991,444 с.

220. Равикович Х.А. Значение определения ионов аммония в водах нефтегазоносных пластов в общем комплексе геохимических исследований //Геология нефти и газа. 1962. № 11. - С. 45 - 48.

221. Разумова Е.Р., Варанд О.Л. Использование спектральных коэффициентов при геохимических исследованиях нефтей и битумоидов. М.: ВИНИТИ, 1986.- 13 с. (Депонир. Рук. № 6908-В-86).

222. Редкие и рассеянные элементы в осадках ранне-среднелейасового бассейна Кавказской геосинклинали /Гирин Ю.П., Кривицкий В.А., Седых Э.М., Нижегородова И.В. Геохимия. - 1986. № 7. - С. 965-977.

223. Резников А.Н. Хронобаротермические условия размещения углеводородных скоплений //Сов. Геология. 1982. № 6. С. 17-30.

224. Резников А.Н. Новый метод оценки возраста соленых вод и рассолов нефтегазоносных бассейнов //Геология нефти и газа.- 1983. № 12. -С. 17-28.

225. Резников А.Н. О возможности прогноза минерализации и состава термальных рассолов в бассейнах с галогенными толщами //Прогнозирование в гидрогеологии и инженерной геологии. Новочеркасск: НПИ, 1987. -С. 32-87.

226. Резников А.Н. Определение возраста рассолов и соленых вод кинетико-геохимическим методом //Изв. АН СССР. Сер. Геол. 1989. № 1. С. 120-129.

227. Резников А.Н., Назаренко B.C. Парагенезис геохимических и геотерми-ческх полей (на примере углеводородных скоплений)// Геохимические поиски месторождений нефти и газа. Иркутск, 1987. - С. 41-43.

228. Резников А.Н., Назаренко B.C. О книге В.В. Колодия «Подземные воды нефтегазоносных провинций и их роль в миграции и аккумуляции нефти» //Геология нефти и газа. 1987. № 5. - С. 59-60.

229. Резников А.Н., Назаренко B.C. Гидрогеологическая эволюция Припятско-Днепровско-Донецкой палеорифтовой системы //Изв. АН СССР. Сер. Геол., 1991.№8. -С. 116-124.

230. Резников А.Н., Назаренко B.C. Хронобаротермический вариант объемно-генетического метода оценки прогнозных и перспективных ресурсов нефти //Нефтегазовые ресурсы.- М., 1995. вып.2,- С.47-51.

231. Резников А.Н., Назаренко B.C. О ресурсах нефти и газа акваторий Черного и Азовского морей //Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений. СПб: ВНИГРИ, 1999. т. 3. -С. 362-367.

232. Сб. научн. докл. 8-10 февраля 2000 г, Пермь: КамНИИКИГС. Пермь, 2001. -С. 19-29.

233. Резников А.Н., Назаренко B.C., Донцова Т.К. Об экспериментальном исследовании диффузии ионов в подземных водах //Гидрогеология и инженерная геология. Лабораторные методы исследования. Новочеркасск: НПИ, 1982.-С. 12-16.

234. Резников А.Н., Назаренко B.C., Донцова Т.К. Изучение роли физико-химических процессов в формировании химического состава подземных вод методом моделирования //Моделирование в гидрогеологии и инженерной геологии. Новочеркасск: НПИ, 1983. - С. 66-71.

235. Резников А.Н., Назаренко B.C., Кизимова В.И. О роли эвапоритовой, биогенной и магматогенной составляющей в накоплении брома в подземной гидросфере //Закономерности эволюции земной коры. Тез. Докл. межд. конф.- СПб., 1996. Т.1.- С.89.

236. Резников А.Н., Назаренко B.C., Стельмашова Е.А. Хронобаротермиче-ский анализ накопления лития в водах и рассолах зоны катагенеза Международный симпозиум по прикладной геохимии стран СНГ.- (29-31.10.1997), Москва.- Тез. Докл.- М., 1997.- С. 224-225.

237. Резников А.Н., Назаренко B.C., Хрупина М.В. Прогноз коллекторских свойств подсолевого верхнеюрского карбонатного комплекса Терско

238. Сунженской нефтегазоносной области //Малоизученные нефтегазовые комплексы Европейской части России. М.: ВНИГНИ, 1997. С. 131-132.

239. Резников А.Н., Назаренко B.C., Хрупина М.В. Вероятностно-статистическое моделирование преобразований коллекторских свойств карбонатных пород в зоне катагенеза. //Геология нефти и газа. 1998. № 2.- С. 16-23.

240. Резников А.Н., Назаренко B.C., Шахбазьян Т.П. Гидрогеология и геотермия Северо-Донбасского нефтегазоносного района и газоносных районов юга Ростовской области. Рукопись депонирована в ВИНИТИ № 6770-83Деп.- 26 с.

241. Резников А.Н., Назаренко B.C., Шахбазьян Т.П. Геохимические особенности рассолов Северо-Донбасского нефтегазоносного района // Геохимические закономерности формирования галогенных отложений. Новосибирск: Наука, 1983.-С. 77-78.

242. Резников А.Н., Ярошенко А.А. Определение возраста газовых и газоконденсатных залежей по данным геохимической кинетики //Сб. научн. тр. Сер. «Нефть и газ» СевКавГТУ. Ставрополь, 2001. С. 12-25.

243. Савельева JI.M. Триас Восточного Предкавказья. М.: Наука, 1978.- 90 с.

244. Савченко В.И. Коллекторские свойств пород продуктивных отложений Гнединцевского нефтяного месторождения //Известия ВУЗ. Нефть и газ. -1966. №1,-С. 9-13.

245. Самарина B.C. Гидрогеохимия. Л.: ЛГУ, 1977. - 360 с.

246. Самолетов М.В. Типы залежей углеводородов в триасовых отложениях восточной части Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинции. //Геология нефти и газа. 1981. № 1.- С. 10-15.

247. Сасаки Акио, Фудзиока Нобуёси, фудзио кадзуо. Сэки-о гидзюцу кёкай-си, J. Jap. Assoc. Petrol. Technol.- 1982,- 47.- N 3,- p. 158-167.

248. Сеидов А.Г., Хеиров М.Б. Катагенез пород и формирование залежей нефти и газа //Известия АН АзССР. Сер. Наук о Земле. 1988. № 1. - С. 29-34.

249. Селецкий Ю.Б. Фильтрационные среды и предельные концентрации кислорода-18 в глубоких подземных вода //Водные ресурсы.- 1987. № 4.- С. 169-174.

250. Селецкий Ю.Б. Изотопные равновесия в проблеме динамики глубоких подземных вод //Водные ресурсы.- 1994,- т.21. № 2.- С. 201-207.

251. Селецкий Ю.Б. Конденсационные и солюционные воды нефтегазоносных месторождений: возможные механизмы формирования их изотопного состава //Водные ресурсы.- 1998.- т.25. № 3.- С. 285-290.

252. Селецкий Ю.Б., Поляков В.А. Дегидратация: ее возможная роль в формировании изотопного состава подземных вод //Исследование природных вод изотопными методами,- М.: Наука, 1981.- С. 30-38.

253. Сианисян Э.С. Применение метода изучения включений в породах и минералах водоносных комплексов для палеогидрогеохимических реконструкций (на примере мезозойских отложений Северо-Восточного Кавказа). Ав-тореф. Дис. канд геол.-минер. Наук. М, 1977.

254. Сианисян Э.С., Резников А.Н. Опыт оценки палеотемператур и динамока-тагенетического фактора осадочных отложений на примере сверхглубоких скважин Предкавказья //Литология и полезны ископаемые.- 1994. № 3.- С. 140-143.

255. Сиротин В.И. Конкреции, метасоматоз и стадиальный анализ //Конкреции и конкреционный анализ нефтегазоносных формаций. Тюмень, 1983. - С. 17-19.

256. Смирнова А.Я., Бочаров B.JI. Минеральные воды России, Воронеж: Менеджер, 1996. -132 с.

257. Соборнов К.О. Строение Восточно-Кавказского нефтегазоносного пояса надвигов //Геология нефти и газа.- 1995. № 10.- С.16-21.

258. Соколов Б.А., Стафеев А.Н. Температурный фактор формирования залежей углеводородов в мезойско-кайнозойских отложениях Центрального и Восточного Предкавказья //Вест. Моск.ун-та. Сер.4. Геология. 1988. № 5. -С. 21-28.

259. Соллогуб В.Б., Бородулин М.И., Чекунов А.В. Глубинная структура Донбасса и сопредельных регионов //Геологический журнал. 1977. т. 37. Вып.2. -С. 23-31.

260. Солодов Н. А., Балашов JI.C., Кременецкий А.А. Геохимия лития, рубидия и цезия. М.: Недра, 1980. - 233 с.

261. Справочник по подземным водам нефтяных и газовых месторождений Северного Кавказа /Никаноров A.M., Мирошников М.В., Волобуев Г.П. и др. Орджоникидзе: Ир, 1970. 257 с.

262. Стадник Е.В Аммоний в пластовых водах Нижнего Поволжья как показатель при оценке перспектив нефтегазоносности.//Нефтегаз. Геол. и геофиз., 1966. № 7, С. 29-34.

263. Стадник Е.В. Водные ореолы нефтяных и газовых залежей //Теоретические основы нефтегазовой гидрогеологии. М.: Недра, 1992. -С.161-182.

264. Страхов Н.М. Диагенез осадков и его значение для осадочного рудообра-зования,- Известия АН СССР. Серия геологическая, 1953. № 5.- С. 12-40.

265. Структура природных резервуаров нефти и газа Южно-Каспийской впадины на больших глубинах ЛО.М. Кондрушин, Л.Г. Крутых, Н.М. Джафа-ров, А.А. Рагимли //Азерб. Нефг. х-во. 1988. № 3. - С. 23-26.

266. Сулин В.А. Воды нефтяных месторождений в системе природных вод. М.-Л.; Гостоптехиздат, 1946.

267. Султанов Ф.К. Распространение подземных редкометальных вод в Прикумской зоне //Пути ускорения научно-технического прогресса в использовании глубинного тепла Земли. Махачкала, 1986. - С. 10-11.

268. Тарасов М.Г. Особенности накопления брома в подземных рассолах Предкавказья.- Л.: Гидрохимические материалы,- 1987, т. 97,- с. 50-56.

269. Тарасов М.Г., Подольский А.Д., Назаренко B.C. Формирование химического состава подземных вод зоны свободного водообмена //Известия СКНЦ ВШ. Серия Естественные науки. 1980. № 4. с. 102-103.

270. Тейлор Х.П. Применение изотопии кислорода и водорода к проблемам гидротермального изменения вмещающих пород и рудообразования //Стабильные изотопы и проблемы рудообразования. М.: Мир, 1977. с. 213298.

271. Теодорович Г.И. Аутигенные минералы осадочных пород. М: АН СССР, 1958.-225.

272. Теоретические основы нефтегазовой гидрогеологии /Карцев А.А., Гат-тенбергер Ю.П., Зорькин Л.М. и др.; Под ред. Карцева А.А.- М.:Недра, 1992,- 208 с.

273. Тихомиров В.В., Астахов М.И., Гаврилова Н.А. Азотное дыхание Земли и геотектоника. //Бюллетень Моск. Общества испытателей природы. Отдел геологии. 1987.- т. 62. - вып.1. - С. 16-24.

274. Федоров Ю.А. Геохимическая информативность флюидных систем включений в галите верхнеюрских отложений Северного Кавказа при решении вопросов нефтегазоносности. Ростов н/Д: РГУ. - 1983.

275. Федоров Ю.А. Синтез, разложение воды и влияние этих процессов на формирование изотопного состава водорода и кислорода подземных вод.-Гидрохим. Материалы.-т. 104. 1988.- С. 160-179.

276. Федоров Ю.А. Изотопный состав водорода и кислорода подземных вод и литологическмй состав коллекторов (на примере Северного Кавказа) //Геохимия.- 1989. №9,- С. 1359-1363.

277. Федоров Ю.А. Эволюция изотопного и химического состава подземных вод и литогенез //Роль подземной гидросферы в истории Земли.- М.: Наука, 1990,-С. 104-115.

278. Федоров Ю.А. Стабильные изотопы и эволюция гидросферы. М.: Истина, 1999.- 366 с.

279. Федоров Ю.А., Назаренко B.C. Органическое вещество верхнеюрских со-леносных отложений Северного Кавказа,- Рукопись депонирована в ВИНИТИ № 1794-81 Деп. 10 с.

280. Федоров Ю.А., Назаренко B.C. Связанная вода глинистых отложений и её роль в формировании состава подземных вод нефтегазоносных бассейнов,-Деп. в ВИНИТИ, 1985.- № 6485-85Деп,- 41 с.

281. Федоров Ю.А., Назаренко B.C. Новые экспериментальные данные по содержанию связанной воды в породах карбонатно-глинистого ряда //Известия СКНЦ ВШ. Естественные науки. 1988. № 2,- с. 120-123.

282. Федоров Ю.А., Назаренко B.C. О механизме формирования рассолов пермо-триасового комплекса Предкавказья //Проблемы морского и континентального галогенеза. Новосибирск: Наука. - 1988.

283. Федоров Ю.А., Назаренко B.C. Изотопно-геохимические особенности пластовых вод переходных зон земной коры //Изотопы в гидросфере (Тезисы докладов 4-го международного симпозиума, г.Пятигорск, 18-21 мая 1993).-Москва, 1993. -С.190-191.

284. Федоров Ю.А., Назаренко B.C., Исаев Н.В. Изотопный состав связанных и гравитационных подземных вод и эволюция пермско-триасовых подземных вод и эволюция пермско-триасовых отложений Восточного Предкавказья //Водные ресурсы. 1989. № 4. - С. 71-81.

285. Федоров Ю.А., Кизилыптейн JI.iL, Гальчиков В.В. Изотопный состав связанной и гравитационной воды угленосных отложений и угольных пластов //Тез.докл. IX всесоюзн. симпоз. по геохимии стабильных изотопов. М., 1982,- С. 187-188.

286. Фридмен Дж.М., Сендерс Дж.И. Генезис и распространение доломитов //Карбонатные породы, т. 1 М.: Мир, 1970. - С. 249-319.

287. Хаин В.Е. Региональная геотектоника. Внеальпийская Европа и Западная Азия. М.: Недра, 1977. 359 с.

288. Ханин А.А. Основы учения о породах-коллекторах нефти и газа. М.: Недра, 1965.

289. Хитаров Н.И., Пугин В.А. Монтмориллонит в условиях повышенных температур и давлений. Геохимия. - 1966. № 6. - С. 790-795.

290. Ходжакулиев Я.А., Абукова JI.A. Палеогеологические исследования при поисках нефти и газа. М.: Недра, 1985,- 208 с.

291. Ходькова И.А. Гемп С.Д. Распространение лития, рубидия и цезия в водах и твердых выбросах грязевых вулканов Керченско-Таманской области //Геохимия, 1970. № 12. С. 1495-1503.

292. Хронобаротермический анализ формирования изотопного состава пластовых вод зоны катагенеза/ Резников А.Н., Назаренко B.C., Смолиговец Н.В., Стельмашова Е.А. Рукопись депонирована в ВИНИТИ № 3769-В98. -1998.- 25 с.

293. Шакс И.А. Исследование некоторых компонентов ОВ различных вод по ИК спектрам поглощения// Труды ВНИГРИ, 1969, вып. 279.- с. 272-278.

294. Шакс И.А., Файзуллина Е.М. Инфракрасные спектры ископаемого органического вещества. Л.: Недра, 1974. 131 с.

295. Шахновский И.М. Ещё раз о нефтегазоносности фундамента //Геология нефти и газа. 1994. № 9. С. 29-34.

296. Шахновский И.М. Взаимосвязь месторождений УВ с погребенными выступами фундамента //Дегазация Земли и генезис углеводородных флюидов и месторождений. М.: ГЕОС, 2002. - С. 294-302

297. Шварцев С.Л. Разложение и синтез воды в процессе литогенеза. //Геология и геофизика. 1975. № 5.- С. 60-69.

298. Шведов В.Н., Назаренко B.C. Взаимодействие нефтегазоносных отложений и пластовых вод в пермо-триасовом комплексе Восточного Предкавказья //Тезисы докл. научн. Сессии Дат. Филиала АН СССР (22-26 февраля 1988). Махачкала, 1988. - с. 57-58.

299. Шершуков И.В. Зависимость свойств карбонатных поровых коллекторов от фациальных условий осадконакопления на месторождении Карачаганак //Советская геология. 1986. № 12. - с. 39-41.

300. Шестаков В.М., Ходжакулиев А .Я. Анализ гидрогеодинамической обстановки глубоких водоносных горизонтов в связи с изучением их нефтегазоносности //Вестн. Моск. Ун-та. Сер.4. Геология.- 1988. № 2.- С. 56-61.

301. Шестов И.Н., Вавер В.И. Некоторые аспекты геохимии йода в связи с нефтегазоносностью Пермского Прикамья //Труды Пермского политехнического института. 1974, № 147. - С. 158 - 163.

302. Шпора Л.Д. Комплексные литолого-гидрогеохимические исследования при поисках восходящих рифтовых вод. Ташкент: Фан, 1986. 103 с.

303. Штанчаева З.М. Геохимия некоторых тяжелых металлов в рассолах газонефтяных месторождений Северного Дагестана //Гидрогеология и гидрогеохимия подземных вод Дагестана. Махачкала, 1984. С. 12-25.

304. Штанчаева З.М. Об особенностях геохимии стронция в пластовых водах Дагестана. Гидрохимические материалы. - Л.: Гидрометеоиздат, 1981. -Т.83.-С. 34-40.

305. Шустер В.Л. Нефтегазоносность кристаллического фундамента //Геология нефти и газа. 1997. № 8. - С. 17-19

306. Щепак В.М. О закономерностях распространения радия в подземных водах внешней зоны Предкарпатского прогиба //Геохимия. -1964. № 3.- С. 258265.

307. Яковлев Б.М., Толмачева Т.И. Гидродинамическая закономерность размещения и условия формирования скоплений углеводородов в Предкавказье //Индикаторы обстановок формирования залежей углеводородов,- М.: Наука, 1988.-С. 42-54.

308. Якуцени В.П. Минеральное сырье. Газы инертные //Справочник. М.: ЗАО «Геоинформмарк», 1998. - 33 с.

309. Якуцени В.П. Гелий, его ресурсы и проблемы рационального освоения. Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений. СПб: ВНИГРИ, 1999.-Т.З.- С.137-141.

310. Bottinga V. Calculation of fractionation factors carbon and oxygen isotopic exchange in the system calcite-carbon dioxide-water //J. Phys. Chem. 1968. V. 72. p. 800-808.

311. Bottinga V. Calculated fractionation factors carbon and hydrogen isotopic ex--ф change in the system calcite-carbon dioxide-graphite-methane-hydrogen-watervapor//Geochim. At Cosmochim. Acta. 1969. V. 33. N 1. p. 49-64.

312. Claiton R.N. Oxygen isotopic fraction between calcium carbonate and water.-J. Chem. Phys., 1961. Vol. 34. p. 724-728.

313. Collins A.Gene. Geochemistry of oil field waters. Amsterdam c.a., Elsevier Sci.Publ. Co, 1975.-496 p.

314. Collins A.Gene. Geochemistry of anomalous lithium in oil-field brines. Circ. Okla Geol. Surv. 1978. N 79. - p. 95-98.

315. Craig H. Isotopic variation in meteoric water //Science, 1961,- V. 133,- p. * 1702-1703.

316. Dagestan offers Caspian exploration blocks //Oil and Gas Journal. Dec. 29, 1997, p. 29.

317. Frape S.K., Fritz P., McNutt R.H. Water-rock interaction and chemistry of ground water from the Canadian Shield //Geochim. At Cosmochim Acta. 1984. V. 48. N8. P. 1617-1627.

318. Hitchon В., Friedman H.R. Geochemistry and origin of formation waters in the western Canada sedimentary basin.- 1. Stable isotopes of hydrogen and oxygen.

319. Geochim. Et Cosmochim. Acta.- 1969. vol. 33 N 11.- p. 1321-1349.

320. Hubbert M.K. Entrapment of petroleum under hydrodynamic conditions //Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol.- 1953,- 1953,- vol.37, N 8,- p. 1954-2026.

321. Dixon S.A., Summers D.M. and Surdam R.C. Diagenesis and Preservation of Porosity in Notphlet Formation (Upper Jurassic), Southern Alabama //The AAPG Bulletin v. 73, N 6 (June 1989), p. 707-728.

322. Jansa L.F and Urrea V.H.N. Geology and Diagenetic History of Overpressures Sandstone Reservoirs, Veture Gas Field, Offshore Nova Scotia, Canada //The AAPG Bulletin V. 74, N 10 (October 1990), P. 1640-1658.

323. Kharaka Yousifk, Hill Rober Rober. Water-rock interactions in sedimentary basins //Relat. Org. mattes and miner diagenesis heet: Note,s sepm Short Course N 17. Tusla, 1985.

324. Keith M.L. Violent volcanism, stagnant oceans and some inferences regarding petroleum, stratabound ores and mass extensions.- Geochim. et cosmochim. Acta.-1982.- 46,- N 12,- p. 2621-2637.

325. Kita I., et al. D/H ratios of H2 in gases as an indicator of fault movements.- J. Geochim. 1980, vol. 14, p. 317-332.

326. Margoritz M., Taylor H.P. Oxygen, hydrogen and carbon isotope studies of the Franciscan formation, coast Ranges, California.- Geochim. Et cosmochim. Acta, 1976, vol. 40, N2, p. 215-234.

327. Maxwell J.C. Influence of Depth, Temperature and Geologies Ago on Quart-zose Sandstones. AAPG, vol. 48 N 5, 1964, p. 697-709.

328. Noguti Kimio, Morisaki Sigaesi. Nichon karuku dzassi, Hippon kagaku zassiri, J. Chem. Soc. Jap., Pure Chem. Sec. 1971. - 92. -N 2. - p. 145-149.

329. O'Neil J.R., Kharaka Y.K. Hydrogen and oxygen isotope exchange reactions between clay minerals and water//Geochim. Et Cosmocchim. Acta, 1976.- V. 40, N2,- p. 241-248.

330. Powers R.W., Arabian Upper Jurassic carbonate reservoir rocks, Am. Assoc.Petrol., Mem., 1, 279 h., 1962.

331. Sucheck R.K., Land L.S. Isotopic geochemistry of burial-metamorphosed vol-canogenic sediments, Great Valley sequence, nether California.- Geochim. Et Cosmochim. Acta, 1983, vol. 47, N 8, p. 1487-1499.

332. Walraevens Kristina Hydrogeology and hydrochemistry of the Ledo-Paniseliaan semi confined aquifer in east and west-Flanders //Acad. Analectic.-1990.- 1990.- 52, N3.-p. 11-66.

333. Wilson J.C. and McBride E. E. Compaction and Porosity Evolution of Pliocene Sandstones, Ventura Basin, California //The AAPG Bulletin V. 72, N 6 (June 1988), p. 664-681.

334. Yeh H.R. D/H ratios and late-stage dehydration of shale's during burial //Geochim. Et Cosmochim. Acta, 1980. v. 44.- N 2.- p. 341-352.

335. Yeh H.R., Epstein S. Hydrogen isotope exchange between clay minerals and sea water.- Geochim. Et Cosmochim. Acta.-1981. vol. 45.