Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Гидрогеологические условия Юго-Западной части Предкрпатской нефтегазоносной области

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Гидрогеологические условия Юго-Западной части Предкрпатской нефтегазоносной области"

НАЦІОНАЛЬНА АКАДЕМІЯ НАУК УКРАЇНИ НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ “НАФТОГАЗ УКРАЇНИ” ІНСТИТУТ ГЕОЛОГІЇ І ГЕОХІМІЇ ГОРЮЧИХ КОПАЛИН

Гарасшічук Василь Юрійович

УДК 551.490: 553.98 (477.Е

ГІДРОГЕОЛОГІЧНІ УМОВИ ПІВДЕННО-СХІДНОЇ ЧАСТИНИ ПЕРЕДКАРПАТСЬКОЇ НАФТОГАЗОНОСНОЇ ОБЛАСТІ

Спеціальність 04.00.17 - геологія нафти і газу

АВТОРЕФЕРАТ

дисертації на здобуття наукового ступеня кандидата геологічних наук

Львів - 2004

Дисертацією с рукопис.

Робота виконана в Інституті геології і геохімії горючих копалин НАН України та НАК “Нафто г: України”.

Науковий керівник:

доктор геолого-мінералогічних наук, професор Колодій Володимир Васильович, Інсти геології і геохімії горючих копалин НАН України та НАК “Нафтогаз України”, від нафтогазової гідрогеології, геохімії і охорони гідросфери, провідний науковий співробітник.

Офіційні опоненти:

доктор геолого-мінералогічних наук, професор Осадчий Віталій Григорович, Інститут геолої геохімії горючих копалин НАН України та НАК “Нафтогаз України", відділ проблем нафте геофізики, провідний науковий співробітник.

кандидат геолого-мінералогічних наук Жученко Галина Олексіївна, Івано-Фралкінсь національний технічний університет нафти і газу МОН України, кафедра геології і розві нафтових родовиш, доцент.

Провідна установа:

Львівське відділення Українського Державного Геологорозвідувального Інституту Держаї Геологічної служби України (відділ методики розвідки та підрахунків запасів нафти і гз м. Львів.

Захист відбудеться “ 2004 р. о /Ч_ годині на засіданні спеціалізованої вч<

ради Д. 35.152.01 в Інституті геології і геохімії горючих копалин НАН України та НАК “Нафт України” (79053, м. Львів, вул. Наукова, За).

З дисертацією можна ознайомитись у науковій бібліотеці інституту геології і геохімії горк копалин 11АН України та НАК “Нафтогаз України” (79053, м. Львів, вул. Наукова, За).

Автореферат розісланий “ -? ” -фо£?<х 2004 р.

Вчений секретар спеціалізованої вченої ради, кандидат геолого-мінералогічних наук

О. В. Хмелев«

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Актуальність теми. З огляду на недостатню забезпеченість України власними глеводневими енергоресурсами, гостро постала проблема пошуків нових родовищ нафти і газу дорозвідки існуючих. Одним з перспективних регіонів в межах Карпатської нафтогазоносної овіїщії (НГП) с Лопушнянський нафтогазопромисловий район (НГІІР), де вперше у піднасуві іутрішньої зони (на глибинах понад 4 км) відкриті поклади нафти та газоконденсату.

Вивчення гідрогеологічних умовин даного регіону, розкриття на їх основі закономірностей ірмування та збереження покладів нафти і газу та встановлення критеріїв нафтогазоносності дас тстави для нових відкриттів як у межах південно-східної частини, так і всієї Передкарпатської фтогазоносної області (НГО).

Зв’язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Дисертаційна робота тісно в’язана з виконанням Національної програми “Нафта і газ України” до 2010 р. та Державної ограми “Мінерально-сировинна база України” на період до 2005 р., а її результати включені у уково-дослідну гему 1.5.8.3. (З.1.9.), № держ. реєстрації 010Ш002460 “Гідрогеологія нафтових і іопих родовищ Карпатської нафтогазоносної провінції (в межах України)” 1ГГГК НАН України НАК “Нафтогаз України”, 2001 рік (№ Б-3/01).

Мета і задачі дослідження.

Мета роботи - на основі гідрогеологічних ознак встановити закономірності формування збереження покладів нафти і газу та обгрунтувати критерії нафтогазоносності південно-східної стини Передкарпатської НГО.

Задачі дослідження:

- розкрити гідрогеохімічну, газогідрогеохімічну та термобарну зональності південно-східної частини Передкарпатської НГО;

- з’ясувати гідрогеохімічні, газогідрогеохімічні та термобарні особливості продуктивних структур;

- дослідити палеогідрогсологічні умовини району та їх роль у нафтогазонагромадженні.

Об’єкт дослідження: водонапірні суббасейни південно-східної частини Зовнішньої зони і

мбірсько-Рожиятівського покрову Внутрішньої зони та гідрогеологічний масив Покутських иадок Передкарпатського прогину.

Предмет дослідження: підземні води нафтогазоносних відкладів південно-східної частини редкарпатської ГІГО.

Методи дослідження. У роботі застосований комплексний гідрогеологічний метод, який пючас гідрогеохімічний аналіз (інтерпретацію макро- та мікрокомпонентного складу підземних ц, вмісту водорозчиненої органічної речовини), газогідрогеохімічний аналіз (інтерпретацію іалу водорозчинених газів, визначення їх парціальних тисків, встановлення віку та генези

водорозчинеих газів згідно гелій-аргонового та аргон-азотного співвідношень відповідно), анал геотемпературних умовин (побудову та інтфпретацію геотемпсратурних схем, визначені палеотемператур за відбивною здатністю вітриніту), аналіз геобарних умовин (побудову • інтерпретацію геобарних схем, виходячи з методу приведених пластових тисків, розрахуй коефіцієнтів надгідростатичності), палеогідрогеологічний аналіз (побудову історик гідрогеологічних графіків, дослідження умовин формування вод, встановлення інтенсивносте інфільтраційних та елізійних водообмінів, обчислення часу зруйнування покладів газу). Хімічі аналізи пластових вод, газової хроматографії та замірів пластових тисків та температур, проведеї співробітниками ДП “Західукргеологія” при бурінні і опробовуванні свердловин. Спектральї аналізи підземних вод на вмісти рідкісних лужних елементів і стронцію, виконані в лаборатор відділу нафтогазової гідрогеології, геохімії і охорони гідросфери ПТГК НАН України та НА “Нафтогаз України” (аналітик В. Г. Гаєвський). При опрацюванні фактичного матеріалу широк використовувались методи математичної статистики (кореляційний та факторний аналізи).

Наукова новизна одержаних результатів. Вперше для південно-східної частин Передкаріїатської НГО:

1) проведена систематизація водоносних горизонтів у водоносні комплекси;

2) дос’ліджені латеральні і вертикальні гідрогеохімічні та газогідрогеохімічні зональності

3) встановлена наявність у продуктивних горизонтах Лопушнянського нафтовог родовища коїщснсаційно-солюційних вод, генетично пов’язаних з покладами;

4) з’ясована роль нафтогазонагромадження у формуванні гідрогеотермобарних полів;

5) на основі палеогідрогеологічиих реконструкцій та сучасних гідрогеохімічних озна визначено генезу підземних вод та часовий інтервал формування вуглеводневи скупчень;

6) базуючись на гідрогеохімічних, газогідрогеохімічних та термобарних особливостя продуктивних структур обгрунтовані критерії нафтогазоносності.

Наукові положення, винесені на захист:

1. Підземні води гідрогеохімічного тла південно-східної частини Зовнішньої зони (поз межами покровів) за генезою, головним чином, давні та сучасні інфільтраційні. Хлоридк кальцієво-натрієві солянки піднасуву Внутрішньої зони утворилися внаслідок змішування соляно вилуговування глинисто-соленосних молас Самбірсько-Рожнятівського покрову давньоінфільтрогенними водами платформових відкладів.

2. Встановлені гідрогеологічні критерії нафто- та газоносності для південно-східної частині Передкарпатської НГО. До перших належать наявність маломінералізованих (відносно тла) во; конденсаційно-солюційної генези та висока частка у водорозчинених газах гомологів метан; (СЩВВ < 10).

з

Побічним локальним гідрогеохімічним критерієм газоносності для зони вільного водообміну підвищені мінералізація і ступінь метаморфізації підземних вод та їх відносна збагаченість іонієм, бромом, йодом і радієм та збідненість сульфат-іоном. Для зони утрудненого водообміну і ж ознака є побічною регіональною.

Критеріями наявності газових покладів є вміст у водорозчинених газах метану понад > об. % за частки азоту до 3 об. %. Зі збільшенням глибини ці показники змінюються до 90 та

об. % відповідно. Відносна газонасиченість (/’/Лі,) перспективних на газ ділянок становить знад 0,3.

3. Комплекс гідрогеологічних ознак дозволяє стверджувати, що формування вуглеводневих супчень південно-східної частини Передкарпатської НГО обумовлене субвертикальною ¡грацією високотемпературної водо-вуглеводневої суміші по зонах диз’юнктивних порушень та її лвантаженням на ділянках п'єзомінімумів протягом останнього циклу гідрогеологічного ізвитку.

Практичне значення одержаних результатів.

- висновки дисертаційної роботи щодо закономірностей формування та збереження покладів нафта і газу та запропоновані гідрогеологічні критерії нафтогазоносності сприятимуть підвищенню ефективності пошуково-розвідувальних робіт на нафгу і газ у глибоких горизонтах піднасуву Внутрішньої зони Передкарпатського прогину;

- гідрогеохімічпі, газогідрогеохімічні, геотермічні та геобаричні схеми можуть бути використані для обгрунтування технологічних параметрів буріння та випробовування у свердловинах;

- досліджена генеза підземних вод дозволяє оцінити ступінь значимості гідрогеологічних

критеріїв нафтогазоносності.

Особистий внесок здобувача полягає у зборі, систематизації, узагальненні, математичній і ифічній обробці та інтерпретації геологічного і гідрогеологічного матеріалу, на основі чого ітановлені закономірності формування вуглеводневих скупчень та критерії нафтогазоносності, алеогідрогеологічний аналіз, проведеиий дисертантом, дозволив з’ясувати генезу підземних вод, згідно палеогідрогеологічних ознак визначити часовий інтервал формування нафтових і газових здовищ та час збереження покладів газу.

При дослідженні гідрогеологічних умовин південо-східної частини Передкарпатської НГО і написанні статей автором використані ідеї В. В. Колодія щодо конденсаційно-солюпійної :нези маломінералізованих відносно фону вод та результати ізотопних досліджень водню та існю підземних вод Передкарпатського прогину.

Апробація результатів дисертації. Результати дисертаційної роботи пройшли апробацію а VIII науковій конференції молодих вчених та спеціалістів Інституту геології і геохімії ПАН

України та ПАК “Нафтогаз України”, Львів-2003; щорічній осінній науковій сесії геологічне комісії Наукового товариства їм. Шевченка, Львів-2003; молодіжній конференції Інститут геологічних наук НАН України “Сучасні проблеми геологічної науки”, Київ-2003.

Публікації Результати досліджень опубліковані в 4-х наукових статтях у фахови: виданнях та 2-х матеріалах наукових конференцій.

Обсяг і структура роботи. Дисертація складається із вступу, 6-ти розділів та висновків викладених на 138 с., списку використаних джерел (118 найменувань), додатків (8 таблиць на 2і с.). Вона ілюстрована 19-ма таблицями та 26-ма рисунками в тексті.

Робота виконана у відділі нафтогазової гідрогеології, геохімії та охорони гідросфери ІГТП НАН України та НАК “Нафтогаз України” під керівництвом доктора геолого-мінералогічних наук професора В. В. Колодія, якому здобувач щиро вдячний за консультації, постійну увагу т; допомогу.

При написанні роботи автор користувався порадами кандидатів геолого-мінералогічни; наук О. М. Гншгка, 1.1. Грицика, Р. П. Паньківа, О. А. Приходька, М. І. Спринського, О. С. Щерби Велику допомогу при оформленні дисертації надали О. Я. Пальчикова, Г. І. Оліішик М. Р. Татарко. Всім переліченим вище особам автор висловлює щиру подяку.

ОСНОВНИЙ ЗМІСТ РОБОТИ ГЕОЛОГІЧНА БУДОВА І НАФТОГАЗОНОСНІСТЬ ПІВДЕННО-СХІДНОЇ ЧАСТИНИ ПЕРЕДКАРПАТСЬКОЇ НГО

Регіон досліджень охоплює південно-східну частину Передкарпатського прогину, відому і літературі як Покутсько-Буковинське підняття, яке відмежоване з північного заходу Покутський розломом і знаходить своє продовження на теренах Румунії. Південно-східна границя досліджені торкалася кордону між Україною та Румунією. Згідно тектонічного районуванні Передкарпатського прогину за О. С. Вяловим, Г. Н. Доленком, В. В. Глушком регіон досліджені складений Зовнішньою та Внутрішньою зонами, а Внутрішня - Самбірсько-Рожнятівським те Бориславсько-Покутським покровами. Останній відомий як Покутські складки.

Донеогеновий фундамент Зовнішньої зони формують пізньопротерозой-палеозойські та мезозой-палеогенові відклади. Розмита поверхня різновікових порід фундаменту незгідно перекрита міоценовим комплексом верхніх молас. Самбірсько-Рожнятівський покров виповнений моласами раннього і середнього міоцену, що зірвані зі своєї основи і насунуті на Зовнішню зону. Покутські складки, що перекривають утворення Самбірсько-Рожнятівського покрову, представлені флішовими відкладами крейдового і палеогенового віку та нижніми моласами раннього міоцену,.

У південно-східній частині Передкарпатської НГО відкриті Красноїльське, Шереметівське, орногузьке, Ковалівське, Косівське, Яблунівське, Дебеславицьке, Пилипівське газові та опушнянське нафтове родовища. Поклади газових родовищ пов’язані з верхньобаденськими та ижньосарматськими пісковиковими пластами верхніх молас Зовнішньої зони. Газ родовищ зрактеризується високим вмістом метану (95-99 % об.) при незначній частці важких вуглеводнів і інших газів. Запаси найбільшого, Ковалівського родовища не перевищують 750 мли. м3.

Нафтові поклади Лопушішіського родовища скупчені у платформових теригенно-ірбонатних породах-колекторах піднасуву Внутрішньої зони. Нафта родовища легка, іісокопарафіниста, із низькими вмістами сірки та асфальтенів. Початкові видобувні запаси нафти чладаїогь 6 млн, 400 тис. тон. В межах Покутських складок нафтоносними є ряд пісковикових зризонтів крейди та еоцену, що розроблялися на нафтопромислі Космач з кінця XIX ст. На даний ас його запаси вичерпані.

ГІДРОГЕОЛОГІЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ПІВДЕННО-СХІДНОЇ ЧАСТИНИ ПЕРЕДКАРПАТСЬКОЇ НГО

Гідрогеологічні дослідження А. Є. Бабинця, К. С. Гавриленко, В. В. Колодія, К. В. Макова, Ф. Романюка, С. 3. Сайдаковського, С. П. Студзінського, О. Д. Штогрин, В. М. ІДепака роводились, головним чином, у північно-західній та центральній частинах Передкарпатської [ГО. де відкрита і експлуатується значна кількість газових та нафтових родовищ. Гідрогеологічна ивченість південно-східної частини була не достатньо повпою.

На основі досліджень ємкісно-фільтраційних характеристик порід-колекторів, їх одозбагаченості та гідрогеологічних умовин у водонапірному суббасейні південно-східної астини Зовнішньої зони нами виділені рифейсько-палеозойськіш, мезозойсько-ижньокайнозойський та верхньокайнозойський водоносні комплекси. Регіональним ілюїдотривом між верхніми комплексами слугують гіпсово-ангідритові відклади тираської світи ижнього бадену. Спорадичні водоносні пласти із нижніх молас водонапірного суббассйну 'амбірсько-Рожнятівського покрову віднесені до міоценового водоносного комплексу. Разом з им глинисто-соленосні моласи покрову є регіональним флюїдотривом. що гідравлічно роз'єднує одонапірний суббасейн Зовнішньої зони та гідрогеологічний масив Покутських складок. У ідрогеологічному масиві Покутських складок виділено крейдово-еоценовий та олігоценовий одоносні комплекси, флюїдотривким розділом між якими с вапнисто-глинисті утворення истрицької світи.

Водонапірний суббасейн південно-східної частини Зовнішньої зони Передкарпатського рогину представлений двома типами гідрогеохімічної зональності, існування яких обумовлено находженням водоносною; горизонтів у піднасуві Внутрішньої зони та поза покровами.

Води першого типу характеризуються спільними геохімічними ознаками: це, насамперед висока мінералізація, яка сягає 325 г/л, хяориднокальцієвий тип (за В. О. Суліним), хлоридниі кальцієво-натрієвий склад. Вони метаморфізовані та відзначаються високими значеннями хлор бромного відношення. Разом з тим води збагачені рідкісними лужними елементами та стронцієм Води із водоносних горизонтів, що знаходяться поза межами покровів Внутрішньої зони порівняно невисокої мінералізації, яка зрідка перевищує 40 г/л та зростає при наближенн горизонтів до Стебницького насуву. Вони переважно сульфатно-хлоридного кальнієво-натрієвог« складу. Збільшення їх метаморфізації пов’язане із фактором закритості та ізольованості структур.

Міоценовий водоносний комплекс водонапірного суббасейну Самбірсько-Рожнятіпськоп покрову сформований солянками хлориднокальцієвого та хлоридномагн ¡євого типів хлоридіюп кальцієво-натрієвого складу з мінералізацією від 200 до 400 г/л. Згідно натрій-хлорного та хлор бромного відношень вони представлені двома генетичними групами. У першій натрій-хлори відношення перевищує 0,9, хлор-бромний показник сягає перших тисяч. Для другої характери понижені відносно морської води значення цих коефіцієнтів.

Згідно геохімічних ознак води із водоносних горизонтів гідрогеологічного масив; Покутських складок представлені цими ж генетичними групами, що і солянки з молас Самбірсько Рожнятівського покрову.

Базуючись на геохімічних характеристиках при застосуванні методів стат истичного аналіз сукупність вод Лопунінянського нафтового родовища була розділена на три генетичні групи (рис; Маломінералізовані відносно фону та збагачені SÍO2 та SO*, води групи 1, що залягають у вигляд тонкої облямівки на водонафтовому контакті верхньоюрського покладу, ідентифіковано як суміш конденсаційно-солюційних та вод гідрогеохімічного фону. Наявність перших вказує на ї: генетичний зв’язок з вуглеводнями та вивільнення із водо-нафтогазової суміші внаслідо стрибкоподібного зменшення величин термобарних параметрів. За первинний хімічний склад boj розчинених у лопушнянській нафті в глибинних природних умовинах можна вважаті характеристику води, отриманої шляхом відстоювання цієї нафти:

S0454 HCOj44C12

Мо, 68------------------

Ca56Na40K4

Води групи 2 є сумішами давньоінфільтраційних вод із солянками вилуговування глинисто соленосних молас Самбірсько-Рожнятівського покрову та конденсаційно-солгоційними водами Вони характеризуються проміжними значеннями мінералізації, збагачені гідрокарбонатами т магнієм.

Формування вод групи 3 ми пов’язуємо з вилуговуванням на інфільтраційному етапі соле: із молас Самбірсько-Рожнятівського покрову та наступною їх елізією у автохтонні платформої колектори.

Гідрогсохімічними особливостями Лопушнянського нафтового родовища є також іагаченість супутніх вод органічною речовиною, що позначається па високих вмістах С„рГ ,аг. та ггких фенолів. Вміст водорозчинених летких фенолів та нафтенових кислот контролюється дстанню горизонту, що опробовувався, до нафтового покладу.

Рисунок. Модель формування підземних вод Лопушнянського наф тового родовища

Геохімічними особливостями пластових вод газових родовищ південно-східної частині Передкарпатської НГО є підвищені відносно фону мінералізація, метаморфізація, збагаченій амонієм, бромом, йодом та радієм і збідненість сульфат-іоном. Методом кореляційного аналіз; встановлено, що відповідні характеристики зберігають ознаки умовин формування цих вод т вказують на гідрогеологічну закритість чи ізольованість структур.

ВОДОРОЗЧИНЕНІ ТА ВІЛЬНІ ГАЗИ

Водорозчинені та вільні гази мезозойсько-иижньокайнозойського водоносного комплекс водонапірного суббасейну Зовнішньої зони азотно-метанового, вуглеводнево-метанового, азотне вуглеводнево-метанового, зрідка метанового складів. Зі збільшенням глибини залягання горизонт у газах зростають частки важких вуглеводнів та азоту. Згідно аргон-азотного показника, який н перевищує 0,57 (для прісних вод він складає 2,68), встановлено, що основна частк водорозчиненого азоту глибоко занурених горизонтів не атмосферного походження. Тісн кореляція вмістів азоту із віком газоводоносних колекторів дас можливість стверджувати йог метаморфічну генезу.

Зворотна кореляція частки метану із вмістами важких вуглеводнів та з вікої газоводоносних колекторів розкриває диференціацію нафтогазової суміші внаслідок заповненн пасток Лопушнянської структури. В її результаті в нижніх горизонтах акумулюються нафта і гази з великою часткою важких гомологів метану, вище - легкі метанові гази, що обу.човлен різними молекулярними масами, коефіцієнтами дифузії та сорбції відповідних компонентів.

Враховуючи закономірності диференціації вуглеводневих газів та високі частки метану (91 94 об. %) при обмежених кількостях важких вуглеводнів (0,4-5,0 об. %) та азоту, існує ймовірній знаходження нафти у верхньоюрських породах-колекторах Таталівського тектонічного блок; пробуреного свердловиною Лопушна-13.

Водорозчинені гази егрхньокайнозойського водоносного комплексу до глибини 500 мають азотно-метановий, метаново-азотний, зрідка вуглекисло-метаново-азотний склади. 11 глибинах понад 500 м газ метановий, рідше азотно-метановий. Основні кількості азоту та діоксид вуглецю у водорозчинених газах верхніх горизонтів комплексу атмосферного походження пов’язані з підтоком інфільтраційних вод. Вік водорозчинених газів згідно показника Не'115// (Савченко В. П.( 1935; Козлов А. Л., 1950) не перевищує 1,4 млн. років. З глибини нижче 810 м ві водорозчинених газів становить 2,2-16,1 млн. років, що відповідає неогеновому період; Встановлена тенденція до зростання значень Не-115/Аг із збільшенням метаморфізації вод, ш проявляється при зростанні закритості (ізольованості) структур. Вільні гази із газоводоносни колекторів цього комплексу в основному метанового складу.

У системах водорозчинених та вільних газів комплексу обернена кореляція частки метану із метками азоту і діоксиду вуглецю та глибиною залягання горизонту розкриває вплив газових покладів на компонентну складову фонових газів. Зворотний зв'язок між кількостями важких вуглеводнів та метану і прямий між першими та глибиною залягання горизонту вказус на диференціацію газових вуглеводнів при міграції і заповненні пасток.

При наближенні до газових покладів зростає газонасиченість вод і відповідно Рл'Рт. Збільшення газонасиченості і Рг/Рпл у напрямку до диз'юнктивних порушень дозволяє встановити шляхи міграції газів.

ГЕОТЕРМОБАРНІ УМОШІНИ ПІВДЕННО-СХІДНОЇ ЧАСТИНИ ПЕРЕДКАРПАТСЬКОЇ НГО

Згідно опублікованих даних по розподілу геотермічних параметрів на території досліджень (Осадчий В. Г. та ін., 1999) псреінтерпрстована схема розподілу значень середнього геотермічною градієнта південно-східної частини Передкарпатської НГО. Диференціація гідрогеотемпературного поля полягає у зростанні значень геотермічного градієнта від 1.0-1.5 до 2.5 °С/100 м з північного заходу па південний схід, що пов’язано з аномалією іенлового поля у Лередкарпатському прогині (Кутас Р. И., 1978). На загальному фоні також проявляється аномалія, приурочена до Лопушнянського нафтового родовища. Просторовий зв'язок ізоліній геотермічного градієнта із розломами вказус на вирішальну роль конвектквно-дифузійного тешюпсреносу у формуванні гідрогеотемпературного поля.

Згідно розподілу температур у південно-східній частині Передкаргіаіської НІ'О геотемпературна аномалія, яка пов’язана з Красноїльським газовим родовищем, найчіткіше проявляється на зрізі -2000 м. Різниця температур між продуктивними і непродуктивними свердловинами тут сягає 13 °С.

Геотемпературна аномалія Лопушнянського нафтового родовища чітко фіксується на зрізах -4000 та -4500 м. Максимальні значення температур приурочені до склепіння брахіаптиклінальної структури і зменшуються в напрямку її крил.

На термограмі горизонтів газових родовищ та суміжних площ підвищені відносно фону значення температур характерні для інтервалів розкриття газових покладів. Геотемпературна аномалія св. Замостя-2 обумовлена тепломасопереносом вздовж тектонічного пору шення, з яким вона межує. З глибини вище 750 м будь-яких перевищень фонових значень не спостерігається, що викликано гідрогеологічною розкритіспо надр та охолоджуючим впливом інфільтраційних вод.

Водоносні горизонти Внутрішньої зони південно-східної частини Передкарпатської НГО характеризуються пластовими тисками, близькими до умовних гідростатичних.

Пластові тиски із водоносних горизонтів Сторожинецького та Косівського блоків водонапірного суббасейну Зовнішньої зони, в основному, нижчі за умовні гідростатичні. Це пояснюється відсутністю потужних глинистих екранів, а також скидоподібними зміщеннями горизонтів. Окремі випадки їх наближення до умовних гідростатичних проявляються на глибинах до 500 м, що зумовлено власне гідростатичним напором інфільтраційних вод.

На побудованій схемі розподілу пластових тисків верхньобаденського водоносного горизонту, приведених до відмітки -500 м, спостерігається їх зростання у південно-східному напрямку а також при наближенні до диз'юнктивних порушень. У регіональному плані простежується залежність між величинами пластових тисків та температур. Відхилення від вказаної вище залежності зумовлені ступенем гідрогеологічної і термобарної ізольованості та розвантаженням нагрітих флюїдів на ділянках п’єзомінімумів, часто до яких тяжіють поклади газових родовищ.

Пластові тиски у водоносних горизонтах піднасуву Внутрішньої зони у більшості випадків значно перевищують умовні гідростатичні (коефіцієнт надгідросташчності - Рпл/Руг сягає 1,5). Час зниження надгідростатичного тиску до гідростатичного, визначений за методикою, яка враховує потужність глинистого фшоїдотриву та його коефіцієнт фільтрації (Липецкий В. Ф., 1959), для нашого випадку становить 6,5 млн. р. Враховуючи післябаденський час формування Самбірсько-Рожнятівського покрову і існування його понад 12 млн. р., первинні надгідростатичні пластові тиски, що утворилися в результаті елізії з глинисто-соленосних молас, до цього часу знизилися би практично до гідростатичних. Чинником поновлення надгідростатичних пластових тисків у водоносних горизонтах піднасуву Внутрішньої зони ми вважаємо неотектонічні процеси, що ведуть до пружно-пульсаційного механізму міграції флюїдів.

Пластові тиски верхньокрейдового водоносного горизонту Лопущнянського нафтового родовища, розраховані до відмітки -4000 м, закономірно зростають від центру до периферії структури. В цей же час ділянка п’єзомінімуму характеризуються температурним максимумом. Простежується також одновекторна спрямованість їх осей. Таке поєднання обумовлене розвантаженням флюїдів у зонах п’єзомінімумів, що призводить до переносу значної кількості тепла.

ПОХОДЖЕННЯ ІУМОВИНИ ФОРМУВАННЯ ПІДЗЕМНИХ ВОД ПІВДЕННО-СХІДНОЇ ЧАСТИНИ ПЕРЕДКАРПАТСЬКОЇ НГО

Значна роль у формуванні, збереженні та руйнуванні покладів нафти та газу належить підземним водам. Оскільки нафтогазоутворення і нафтогазонакопичення пов’язують із минулими етапами в історії розвитку водонапірних басейнів, суттєвого значення набуває вивчення їх палеогідрогеологічних умовин.

Для встановлення генези підземних вод південно-східної частини Передкарпатської НГО астосований палеогідрогеологічний метод, який базується на використанні широкого спектру алеогеографічних, палеотектонічних, палеогідродинамічних, геохімічних, літологічних і ідрогеохімічних ознак. Для водонапірного суббасейну Зовнішньої зони і Самбірсько-'ожнятівського покрову та гідрогеологічного масиву Покутських складок побудовані історико-ідрогеологічні графіки з виділенням гідрогеологічних циклів, а в їх межах елізішшх та ^фільтраційних етапів. Вперше виділений динамо-елізійний етап, чинником елізішшх процесів у кому виступають геодинамічні та вторинні геостатичні навантаження, зумовлені насувотвірними іухами.

Згідно палеогідрогеологічних реконструкцій та сучасних геохімічних ознак (зокрема іадвисоких значень хлор-бромного відношення) встановлено, що формування підземних вод ііднасуву Внутрішньої зони пов’язане з вилуговуванням на інфільтраційному етапі хлоридних олей із глинисто-соленосних молас Самбірсько-Рожнятівської підзони та наступним їх ііітисканням у платформові колектори на динамо-елізійному етапі. За підрахунками, води, .итисненої із молас, при їх зануренні до глибини 3-4 км та сучасній потужності 600-900 м, було (остатньо для заповнення порід-колекторів потужністю до 2,5 км. їх метеорна генеза іідтверджусться низькими значеннями 60 га о|80 (Колодий В. В., Койнов И. М., 1984).

Води горизонтів суббасейну Зовнішньої зони, що знаходяться поза межами покровів, за енезою, головним чином, давньо- та сучасноінфільтраційні. Сучасна інфільтрація сягас глибини 100 м, на що вказують гідрогеохімічні, газогідрогеохімічні татермобарні ознаки.

Високомінералізовані солянки водонапірного суббасейну Самбірсько-Рожнятівського юкрову та гідрогеологічного масиву Покутських складок представлені двома генетичними инами. Генеза першого пов’язана із згущенням морської води, генеза другого

Ювньоінфільтраційна.

Сприятливими умовинами для збереження вуглеводневих скупчень є переважання ривалості етапів елізійного водообміну над інфільтраційним протягом циклів гідрогеологічного юзвитку. Для водонапірного суббасейну Зовнішньої зони встановлено значне переважання ривалостей та інтенсивностей давніх інфільтраційних водообмінів над елізійними. Виходячи з іього, формування вуглеводневих скупчень припадає на останній гідрогеологічний цикл, лізійний етап якого закінчився у ранньосарматський вік, а інфільтраційний та динамо-елізійний ривають і зараз.

Руйнування покладів нафти і газу проходить, головним чином, на інфільтраційних етапах ідро геологічної історії і може здійснюватись як механічним (вимиванням покладів), так і за >ахунок біохімічного окиснення вуглеводнів сульфатами. Для вивчення умовин збереження

покладів більшого значення набуває визначення масштабів окиснення, тому що сульфати в тих чи інших кількостях присутні у складі більшості підземних вод.

Оскільки піднасув Внутрішньої зони характеризується квазізастійним гідрогеологічним режимом та високими температурами (> 90 °С), які відповідно унеможливлюю і ь привнесенні сульфатів та життєдіяльності бактерій, біохімічне руйнування в межах території досліджені можливе тільки для глибин поширення покладів газових родовищ. Час окиснення газоші> покладів, обчислений згідно методики (Карцев А. А. и др., 1969), яка враховує швидкість руху підземного потоку, ішощу газоводяного контакту, вміст сульфатів у воді, запас газу в покладі т; коефіцієнт’ швидкості реакції окиснення, не перевищує 1.9 млн. років. Виходячи • короткотривалого часу збереження, можна стверджувати дуже молодий (пліоцен-четвертинний вік формування газових родовищ південно-східної частини Передкарпатської НГО.

ГІДРОГЕОЛОГІЧНІ КРИТЕРІЇ НАФТОГАЗОНОСНОСТІ ПІВДЕННО-СХІДНОЇ ЧАСТИНИ ПЕРЕДКАРПАТСЬКОЇ НГО

Локальними прямими гідрогсохімічними критеріями нафтоносності в межах регіон; досліджень с наявність маломінералізованих відносно фону конденсаційно-солюційних вод ті збагаченість супутніх вод нафтових покладів водорозчиненою органічною речовиною.

Висока мінералізація вод, метаморфізація, хлориднокальцієвин тин, низькі значенні коефіцієнта сульфатності та збагаченість Ы1Ц, Вг, і, - загальні побічні критерії нафтоносності, як розкривають сприятливі передумови для збереження нафтових покладів.

Варто зауважити, що поклади газових родовищ південно-східної частини Псредкарпатськс НГО скупчені як у зоні утрудненого гак і активного водообміну (гідрогеологічно ізольовап структури). Поєднання підвищеної мінералізації, метаморфізації, збагачепості амонієм, бромом йодом та радієм та збідненості сульфат-іоном підземних вод с локальною побічною ознакоі< газоносності для зони активного водообміну. Для зони утрудненого водообміну таке поєднання ■ цс регіональна побічна ознака.

Локальними прямими газогідрогеохімічними ознаками нафтоносності в межах регіон досліджень є висока частка у водорозчинених газах важких гомологів метану (СН¿ВВ < 10) пр обмеженій кількості азоту (<2.5 об %.). Згідно газогідрогеохімічних ознак та закономірносте диференціації вуглеводневих газів існує висока ймовірність знаходження нафти у верхньоюрськи колекторах Таталівського тектонічного блоку, пройденого свердловиною Лопушна-13.

Газогідрогеохімічними критеріями наявності покладів газу с високий вміст водорозчинених газах метану (> 96 об. %) при незначній частці азоту (< 3 об %.). Зі збільшення] глибини ці показники змінюються відповідно до 90% об. та 8 об. %. Газонасиченість во продуктивних структур понад 500 см3/л. РгЛ'пл > 0,3. До загальних побічних ознак газоносное

віднесене значення коефіцієнта Не-115/Аг, яке, при значенні понад 2, вказує на гідрогеологічно закриті (ізольовані) структури.

Локальним побічним критерієм нафтогазоносності в межах регіону досліджень є тяжіння продуктивних структур до ділянок поєднання температурних максимумів та п’єзомінімумів.

ВИСНОВКИ

1. На прикладі південно-східної частини Передкарпатської ІІГО комплексом гідрогеологічних досліджень розкриті закономірності формування та збереження покладів нафти та газу, встановлені гідрогеологічні критерії нафтогазоносності, що можуть мати прикладне застосування для пошуків родовищ вуглеводнів у глибоко занурених горизонтах піднасуву Внутрішньої зони. Методом палеогідрогеологічних реконструкцій з’ясовано генезу та умовний формування підземних вод.

2. Гідрогеохімічна зональність водонапірного суббасейну Зовнішньої зони представлена двома типами, існування яких обумовлено знаходженням водоносних горизонтів під покровами Внутрішньої зони га поза ними.

Води першого типу характеризуються хлоридним кальцієво-натрієвим складом, високою мінералізацією (до 325 г/л), надвисокими значеннями хлор-бромного відношення,

метаморфізацією та збагаченістю мікроелементами. Виходячи з палеогідрогеологічних реконструкцій та сучасних геохімічних ознак генезу цих вод пов’язано із вилуговуванням глинисто-соленосних молас Самбірсько-Рожнятівського покрову інфільтраційними водами та наступною їх елізією у платформові породи-колектори. Згідно розрахунків, стовп солянок, витиснених із молас покрову, сягнув 252 м та заповнив породи-колектори потужпістю до 2,5 км.

Мінератізація вод із водоносних горизонтів, що знаходяться поза межами покровів, зрідка перевищує 40 г/л, а їх іонно-сольовий склад обумовлений, головним чином, процесами давньої та сучасної інфільтрації. Сучасна інфільтрація сягає глибини 800 м, на що вказують гідрогеохімічні, газогідрогеохімічні та термобарні ознаки.

3. Маломінералізовані відносно фону та збагачені 50д та БіОг води, що залягають тонкою облямівкою на водонафтовому контакті верхньоюрського покладу Лопушнянського родовища, ідентифіковано як суміші конденсаційгю-солюційних та вод гідрогеохімічного фону. Наявність перших вказує на їх вивільнення із водо-нафтогазової суміші внаслідок стрибкоподібного зменшення термобаршгх параметрів.

4. Методом газогідрогеохімічного аналізу із застосуванням математичної статистики встановлено зростання частки важких вуглеводнів у газах з глибиною як у порівнянні між окремими родовищами, так і між покладами в межах одного родовища. Наявна зональність, на нашу думку, є наслідком вертикальної міграції газової суміші та наступного розділення її

складової при заповненні пасток. Збільшення газонасиченості вод і відповідно Рг/Рпл у напрямку диз’юнктивних порушень вкачують шляхи міграції газів.

5. Проаналізований фактичний матеріал дає можливість стверджувати, то потужності глинисто-соленосних молас Самбірсько-Рожнятівеького покрову недостатньо для збереження надгідростатичних пластових тисків у водоносних горизонтах піднасуву Внутрішньої зони. Причиною поновлення надгідростатичних пластових тисків є неотектонічні процеси, що забезпечують енергетично пружно-пульсаційний механізм міграції флюїдів. Саме ним процесам належить основна роль у формуванні вуглеводневих скупчень у південно-східній частині Передкарпатської НГО.

6. Зв'язок нафтових покладів Лолуцшянського родовища із ділянкою п'езомінімуму та термомаксимуму зумовлений вертикальними перетоками прогрітої водоііафтової суміші вздовж периферійних диз'юнктивних порушень та розвантаженням у розущільнених колекторах склепіння горст-антиклінальної структури.

7. Формування вуглеводневих скупчень південно-східної частини Передкарпатської НГО

припадає на останній цикл гідрогеологічного розвитку, що триває від карпатію дотепер. Теоретично обрахований час біохімічного зруйнування газових покладів не псрсвмщус. 1,9 мли. років. ■

8. Гідрогеологічними критеріями нафтоносності південно-східної частини

Передкарпатської НГО є наявність конденсаційно-солюційних вод, збагаченість супутніх вод розчиненою органічною речовиною та висока частка у водорозчипених газах важких гомологів метану (СН4/ЙВ < 10, при кількості азоту < 2,5 об. %). : .

9. Поєднання підвищеної мінералізації, метаморфізації, збагаченості амонієм, бромом, йодом і радієм та збідненості сульфат-іоном підземних вод - локальна побічна ознака газоносності для зони вільного водообміну регіону досліджень. Для зони утрудненого водообміну - це регіональна побічна ознака.

Газогідрогеохімічними критеріями наявності покладів газу с високий вміст у водорозчипених газах метану (> 96 об. %) при незначній частці азоту (< 3 об. %). Зі збільшенням глибини залягання ці показники змінюються відповідно до 90 % об. та 8 об. % Газонасиченість вод перспективних структур > 500 см3/л, Рг/Рпл > 0,3.

СПИСОК ПРАЦЬ, ОПУБЛІКОВАНИХ ЗА ТЕМОЮ ДИСЕРТАЦІЇ 1. Гарасимчук В. ІО. Гідрогеохімічні особливості Лопушнянського нафтового родовища (піднасув Покутсько-Буковинських Карпат) // Геологія і геохімія горючих копалин. — 2001. - №3. -С. 77-87.

. Гарасимчук В. Ю., Колодій В. В. Походження і умовини формування підземних вод Іопушнянського нафтового родовища у південно-східній частині Передкарпатського прогину // ’еологія і геохімія горючих копалин. - 2002. — №3. - С. 21-36. (Особистий внесок - збір, истематизація, математичне і графічне опрацювання, інтерпретація геологічних та ідрогеохімічних даних).

і. Гарасимчук В. ІО. Водорозчинені та вільні гази південно-східної частини Зовнішньої зони Іередкарпатсьхого прогину // Геологія і геохімія горючих копалин. - 2003. - № 1. - С. 50-63.

І. Гарасимчук В. Ю., Колодій В. В. Геотермобарпі умовини осадової товщі південно-східної іасгини Передкарпатської нафтогазоносної області // Геологія і геохімія горючих копалин. - 2003.

- №2. - С. 7-18. (Особистий внесок - аналіз і узагальнення даних стосовно Лопушнянського чафтового родовища).

5. Гарасимчук В. Ю., Величко Н. 3. Газогідрогеохімічні критерії нафтоносності автохтону південно-східної частини Передкарпатського прогину // Сучасні проблеми геологічної науки. - К.: НАН України, Інститут геологічних наук. - 2003. ~С. 129-132. (Особистий внесок - обгрунтування газогідрогеохімічних ознак нафтоносності).

6. Гарасимчук В. ІО., Величко Н. 3. Походження і умовний формування підземних вод південно-

східної частини Передкарпатської нафтогазоносної області // VIII наук. конф. молодих ичених та спеціалістів ІПТК НАН України та НАК “Нафтогаз України”. - Львів: ГГГГК НАН України. -2003. - С. 37-39. (Особистий внесок - типізація підземних вод, дослідження

палеогідрогеологічних умовин).

Гарасимчук В. ІО. Гідрогеологічні умови південно-східної частини Передкарпатської нафтогазоносної області. - Рукопис.

Дисертація на здобуття наукового ступеня кандидата геологічних наук за спеціальністю 04. 00. 17 - геологія нафти і газу. Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України та 1ІАК “Нафтогаз України”. Львів, 2004.

На основі комплексного гідрогеологічного аналізу досліджено гідрогеохімічні, газогідрогеохімічні та термобарні умовини південно-східної частини Передкарпатської НГО. В межах водонапірного суббасейну південно-східної частини Зовнішньої зони встановлені дпа типи гідрогеохімічної зональності, залежно від знаходження водоносних горизонтів під покровами Внутрішньої зони та поза ними. Базуючись на палеогідрогеологічних реконструкціях та сучасних геохімічних ознаках з’ясована генеза еод обох типів зональності. Формування вод першого типу пов’язане із вилуговуванням глинисто-соленосних молас Самбірсько-Рожнятівського покрову та витисканням вод у платформові колектори. Води другого тішу належать до давньо- та сучасних інфільтраційних. У продуктивних горизонтах Лопушнянського нафтового родовища встановлена

наявність маломінералізованих відносно гідрогеохімічного тла конденсаційно-солюційних вод, іепеза яких пов’язана із формуванням покладів.

Висвітлена роль нафтогазонагромадження у створенні гідрогсотермобарних аномалій, яка полягає у тяжінні вуглеводневих скупчень до ділянок термомаксимумів та п’єзомінімумів. Виходячи із гідрогеохімічних, газогідрогеохімічних та термобариих особливостей продуктивних структур обгрунтовані критерії нафтогазоносності. Методом палеогідрогеологічного аналіз} окреслено час формування та збереження вуглеводневих покладів.

Ключові слова: водонапірний суббасейн, гідрогеологічні умовини, конденсаційно-солюційні води, гідрогеохімічна зональність, палеогідрогеологія, вилуговування, витискання нафтогазонагромадження, геотермобарні аномалії, критерії нафтогазоносності.

Гарасимчук В. ІО. Г идрогсологические условия южно-восточной часті Предкарпатской нефтегазоносной области.—Рукопись.

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геологических наук по специальності 04.00.17 - геология нефти и газа. Институт геологии и геохимии горючих ископаемых НА1 Украины и НАК “Нафтогаз України”.

Гидрогеологические условия южно-восточной части Предкарпатской НГО исследован! комплексным анализом, который включает гидрогеохимические (макро- и микрокомпонентны состав подземных вод), газогидрогеохимические (состав и парциальные давлени водорастворенного газа), термобарические (температуры и давления пластовых вод) а такж палеогидрогеологические (условия формирования вод) изыскания.

Для водонапорного суббассйна южно-восточной части Внешней зоны Предкарпатског прогиба установлены два типа гидрогеохимнческой зональности, наличие которых обусловлен распространением водоносных горизонтов как под покровами Внутренней зоны прогиба, так и в* их. Для вод первого типа характерны высокая минерализация (до 325 г/л), хлоридный кальциевс натриевый состав, метаморфизация в прямом направлении и высокие значения хлор-бромної отношения. Они обогащены редкими щелочными элементами и стронцием. Минерализация вод і горизонтов вне покровов изредка превышает 40 г/л, а ее значения поднимаются с приближением Стебницкому надвигу. Эти воды сульфатно-хлоридного кальциево-натриевого состав практически неметаморфизованы. Базируясь на палеогидрогсологических реконструкциях современных геохимических характеристиках установлено, что формирование вод первого тш связано с выщелачиванием глинисто-соленосиых моласс Самборско-Рожнятовского покрова и последующим выжиманием в нижележащие породы-коллектора. Генезис вод второго типа древн и современноинфильтрацнонный.

Маломинерализированные относительно гидрогеохимического фона и обогащенные ЭО^'и ¡Ог воды, залегающие тонкой оторочкой на водонефтяном контакте верхнеюрской залежи опушнянского нефтяного месторождения, идентифицированы как смеси конденсационно-злюционных вод и вод фона.

Ионно-солевой состав высокоминерализированных (200-400 г/л) рассолов водоносных зризонтов Внутренней зоны обусловлен как концентрированием морской воды, так и ыщелачиванием солей из нижних моласс.

Газогидрогеохимическая зональность водонапорного суббасейна Внешней зоны роявляется п возрастании с глубиной количества тяжелых углеводородов и азота. Исходя т начений аргон-азотного коэффициента, который не превышает 0,57 (для пресных вод он оставляет 2,68), установлено, что большая часть азота газов глубоких горизонтов имеет (етаморфическое происхождение. Газогидрогеохимическими особенностями Лопушлянского ефтяного месторождения является высокая доля гомологов метана (СН^ТУ <10) при содержании зота < 2,5 об. %.

Основная часть иодорастворенных азота и углекислоты в гидрогеологически раскрытых труктурах связаны с подтоком современных инфильтрациовных вод. В водах, контактирующих с алежами газа, содержание метана превышает 96 об. % при количестве азота не более 3 об. %. С лубиной эти показатели увеличиваются к 90 и 8 об. % соответственно, чго обусловлено (ифференциацией углеводородных газов вследствие субвертикальной миграции. Относительная азонасыщенность вод (Рг/Рпч) продуктивных структур больше 0,3. Повышение значений азонасыщенности по направлению к дизъюнктивным нарушениям указывает на пути миграции тлеводородных газов.

Геотермическая зональность южно-восточной части Предкарпатской НГО проявляется в гавышении значений среднего геотермического градиента с северо-запада на юго-восток, что ¡бусловлено аномалией теплового поля в ее крайней южно-восточной части. Пространственная :вязь изолиний повышенных значений геотермического градиента с разломами указывает на треобладающую роль конвективно-дифузионпого теплопереноса.

Пластовые давления в водоносных горизонтах поднадвига Внутренней зоны существенно тревышают условные гидростатические (Рпч/Руг достигает 1,5). Согласно расчетам, мощности Намборско-Рожнятовского покрова недостаточно для удержания сверхгидростатических шастовых давлений, возникающих в результате выдавливания вод из глинистых моласс в тлатформенные породы-коллектора. Фактором их возобноатения могут быть неотектонические 1ронессы, ведущие к упруго-пульсациоиному механизму миграции флюидов.

Исходя из гидрогеохимических, газогидрогеохимических, термобарических и 7адеогидрогеологических особенностей, установлено, что формирование нефтяных и газовых

залежей южно-восточной части Предкарпатской НГО происходило вследствие миграции высокотсрмальной водо-углеводородной смеси по разуплотненным зонам дизъюнктивных нарушений и разгрузки на участках пьезомикимумов во время последнего цикла гидрогеологического развития.

llarasymchuk V. Yu. Hydrogeological conditions of south-eastern part of the Prccarpathian oil-gas-bearing region. - Manuscript.

Dissertation for a Candidate’s degree on speciality 04.00.17 - geology of oil and gas. Institute ol Geology & Geochemistry of Combustible Minerals of National Academy of Sciences of Ukraine and National Joint-Stock Company “Naftogaz of Ukraine”. Lviv, 2004.

On the basis of complex hydrogeological analysis the hydrogeochemical, gas- hydrogeochemica and thermobaric conditions of south-eastern part of the Precarpathian oil- and gas-bearing region wert studied. Within the water subbasin of south-eastern part of the Outer Zone two types о hydrogeochcmical zonality were distinguished depending on the location of water horizons under thi covers of the Inner Zone and outside them. Based on the paleohydrogeological reconstructions and on th< modern geochemical signs, genesis of waters of both types of zonality was ascertained. The formation о water of the first type is connected with a leaching of clay-salt-bearing molasses of the Sambir Rozhnyativ cover and water pressing out into platform reservoirs. Waters of the second type belong to th< ancient and the modem iniiltrogenous ones. In producing horizons of the Lopushna oil field the cxistenci of low-mineralized condensation-solution waters in respect to hydrogeochemical background genesis о which is connected with the deposit formation.

The role of oil and gas accumulation in the formation of hydrogeothcrmobaric anomalies wa ascertained which is in gravitation of hydrocarbon accumulations towards the areas of thermomaxima am piezominima. Proceeding from hydrogeochemical, gas- hydrogeochemical and thermobaric features о producing structures, the criteria of oil and gas presence were grounded. By the method о paleohydrogeological analysis, the time of hydrocarbons formation and duration of their prescrvatio were outlined.

Key words: water subbasin, hydrogeological conditions, condcnsation-solution water: hydrogcochemical zonality, paleohydrogeology, leaching, pressing out, oil and gas accumulatior geothermobaric anomalies, criteria of oil and gas presence.