Геохимический мониторинг подземных вод нефтяных месторождений для повышения эффективности их разработки (на примере Республики Татарстан) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Шипаева Мария Сергеевна

• Шипаева Мария Сергеевна
• кандидат наук
• 2025

Оглавление диссертации кандидат наук Шипаева Мария Сергеевна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОСНОВНЫЕ ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ПОЛОЖЕНИЯ И СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ

1.1 Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений: понятие и классификация

1.2 Пластовая вода - особенности геохимического состава

1.3 Причины обводнения добывающих скважин

1.4 Мировой опыт применения геохимических исследований, как в непромысловой практике, так и в смежных дисциплинах

ГЛАВА 2. ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ИЗУЧАЕМОЙ

ТЕРРИТОРИИ

ГЛАВА 3. ЗОНАЛЬНОСТЬ ПОДЗЕМНЫХ ВОД РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН ПО МИКРОЭЛЕМЕНТНОМУ И ИЗОТОПНОМУ СОСТАВУ

3.1. Изучение изотопного состава воды

3.2. Изучение микроэлементного состава воды

ГЛАВА 4. МЕТОДИКА ГЕОХИМИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА

4.1 Общие рекомендации

4.2 Выбор объекта исследований

4.3 Отбор проб

4.4 Пробоподготовка

4.5 Аппаратура и методика лабораторных работ

4.6 Анализ результатов лабораторных исследований

4.6.1 Математическая обработка данных

ГЛАВА 5. РЕШЕНИЕ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАДАЧ В НЕФТЕГАЗОВОЙ

ОТРАСЛИ ГЕОХИМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ

5.1 Установление интервалов поступления «чуждых вод» в продукцию скважины или долей притока воды при одновременной эксплуатации нескольких пластов. Определение нарушений в стволе скважины

5.1.1 Ромашкинское месторождение. Каменноугольная система

5.1.2 Алексеевское месторождение

5.2 Оценка системы поддержания пластового давления

5.2.1 Ромашкинское месторождение. Девонские пласты

5.2.2 Ромашкинское месторождение. Бобриковский горизонт

5.3 Определение профиля притока в скважине после ГТМ

5.4 Сравнение с трассерными исследованиями

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

СПИСОК ИЛЛЮСТРАТИВНОГО МАТЕРИАЛА И ТАБЛИЦ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геохимический мониторинг подземных вод нефтяных месторождений для повышения эффективности их разработки (на примере Республики Татарстан)»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. На сегодняшний день многие месторождения Республики Татарстан вошли в последнюю стадию разработки, характеризующуюся высокой обводненностью скважин. Высокая обводненность связана с несколькими факторами - с одной стороны растет износ оборудования и стенок скважин, что приводит к нарушению герметичности, а с другой стороны увеличиваются темпы добычи продукции за счет применения заводнения пластов и различных методов увеличения нефтеотдачи. Это ведет к значительным изменениям гидродинамических и гидрохимических условий залежей. Происходящие техногенные изменения сказываются на подземной гидросфере: меняется состав добываемой воды и происходит изменение пластового давления в разрабатываемом объекте. В связи с этим высока актуальность мероприятий по выявлению и устранению негерметичности нефтепромыслового оборудования, разделению добычи воды по пластам в случае их совместной выработки, а также по предупреждению возможных последствий. Для планирования и проведения подобных мероприятий возникает необходимость детального изучения подземных вод нефтегазовых месторождений. Для этого в работе использован комплекс гидрохимических методов, позволяющих отличать природные рассолы от техногенно измененных. Такие исследования необходимо начинать с первых порций поступления воды в скважины, затем проводить периодичный мониторинг и оценивать изменение состава воды. Проведение гидрохимического мониторинга на нефтепромыслах не требует значительных материальных вложений, открывает огромную перспективу для решения задач разработки и экологии, имеет значительную ценность при принятии решений по разработке и уточнению геолого-гидродинамических моделей месторождений.

Степень разработанности темы исследования. Изучение геохимических обстановок на залежах в первую очередь диктуется необходимостью оптимизации методов заводнения, наиболее часто использующихся для поддержания пластового давления. От типа нагнетаемой воды и особенностей эксплуатации нагнетательных скважин во многом зависит эффективность разработки и продление срока

рентабельности зрелых месторождений. Особое внимание необходимо уделять прослеживанию движения фронта нагнетаемой воды, которая обладает большей подвижностью по отношению к нефти и фильтруется через наиболее проницаемые зоны, образуя прорывы и конусы обводнения, вследствие которых формируются зоны, содержащие остаточные запасы неохваченные заводнением.

На гигантских многопластовых месторождениях, в которых сосредоточены огромные остаточные запасы нефти, вследствие больших площадей и наличия нескольких этажей нефтегазоносности, проблема с неоднородностью выработки запасов приводит к значительной неопределенности в распространении зон остаточной нефтенасыщенности и падению эффективности разработки месторождения в целом. При оптимальном распределении добычи воды в случае работы скважины на несколько горизонтов удается установить наиболее промытые зоны и регулировать процесс отбора нефти равномерно. Для определения наиболее промытых зон предлагается рассмотреть внедрение в практику нефтепромысловых работ разработанных автором методических рекомендаций по определению источника притока добываемого флюида из одного или нескольких совместно эксплуатируемых пластов физико-химическими (геохимическими) методами. Данная методика востребована при адаптации гидродинамических моделей месторождений в случае распределения реальных объемов добываемой воды, получаемых оперативным прямым методом, таким как геохимический мониторинг.

Изучением гидрогеологической обстановки подземных вод нефтегазовых месторождений занимались многие ученые, которые заложили фундамент и охарактеризовали вмещающие залежи нефти гидрогеологические комплексы: А.А. Карцев [Карцев, 1972, 1978], В.А. Сулин [Сулин, 1948], Ю.П. Гаттенбергер и В.П. Дьяконов [Гаттенбергер, Дьяконов, 1979], М.М. Зайдельсон и Е.А Барс [Барс, Зайдельсон, 1973], И.П. Чоловский и М.М. Иванова [Чоловский, Иванова, Брагин, 2000], Р.Л. Ибрагимов [Ибрагимов, 2006], В.В. Муляк [Муляк и др., 2007], Р.Х. Мусин [Мусин, Салихова, Ханафеева, 2011], Т.А. Киреева [Киреева, 2016], Л.А. Абукова [Абукова, Абрамова, Варягова, 2015] и другие выдающиеся ученые.

В настоящее время использование технологий трехмерного геологического и

гидродинамического моделирования дает специалистам возможность проведения комплексного анализа различных процессов, происходящих в залежах нефти и прогнозировать распределение остаточных запасов, однако, необходимо отметить, что цифровые модели на основе традиционных подходов зачастую обладают ограниченной разрешающей способностью вследствие неопределенности параметров в межскважинном пространстве.

В сложившейся ситуации остро стоит вопрос о развитии новых комплексных подходов к уточнению таких моделей, в частности с интеграцией результатов различных методов исследования межскважинного пространства. В этом случае построение цифровых гидрогеохимических моделей месторождений позволит, основываясь на детализированных геологических и гидродинамических моделях, планировать и эффективно реализовывать технологические решения по оптимизации заводнения и уплотнению сеток скважин, что значительно увеличит эффективность разработки зрелых месторождений. Построение подобных моделей требует определения геохимических характеристик вод различных горизонтов и источников.

Цель и задачи исследования.

Целью работы является изучение геохимического состава пластовых вод нефтяных месторождений Республики Татарстан, установление их геохимической зональности путем выявления уникальных характеристик каждого водоносного горизонта по составу (микроэлементный, изотопный, анионно-катионный состав), создание методики геохимического мониторинга, апробации методики на реальных объектах нефтедобычи и верификации полученных результатов с традиционными геофизическими и трассерными исследованиями.

Для достижения цели были поставлены и решены следующие задачи:

1. Отбор проб попутно добываемой скважинами воды из пластов различного возраста и системы поддержания пластового давления, разработка оптимальной методики отбора проб.

2. Пробоподготовка, измерение ионного, элементного и изотопного состава воды.

3. Систематизация полученных результатов, оценка геохимической зональности.

4. Разработка методики геохимического мониторинга для повышения эффективности разработки месторождений.

5. Апробация методики на реальных объектах нефтедобычи.

6. Верификация полученных геохимическими методами результатов с традиционным и распространенными на практике промыслово-геофизическими исследованиями скважин (ПГИ) и трассерными площадными исследованиями.

Таким образом, в данном исследовании показана возможность использования химического и изотопного состава попутно добываемых вод (ПДВ) в качестве естественных маркеров пластов на текущем этапе разработки месторождений и применение этих данных для оптимизации процессов добычи и уточнения гидродинамических моделей месторождений. Продемонстрировано, что полученные результаты могут быть успешно использованы для установления объёмных долей различных вод при совместно работающих двух и более горизонтах, для проверки качества ГРП, для установления источника прорыва воды в скважине, при учете влияния конкретных нагнетательных скважин на обводненность продукции добывающих скважин, для установления заколонных перетоков.

Научная новизна:

1. Впервые с высокой детальностью изучен микроэлементный и изотопный состав нескольких гидрогеологических комплексов пластовых вод нефтяных месторождений Республики Татарстан.

2. Разработана и опробована технология геохимического мониторинга изотопного и микроэлементного состава попутно добываемых вод скважин для оптимизации разработки нефтяных месторождений и выявления источников обводнения, показана ее высокая эффективность.

Теоретическая и практическая значимость работы. На основе комплексного исследования образцов ПДВ и анализа фондовых материалов выявлены особенности элементного состава пластовых вод и их изотопных

соотношений. Установлена степень и характер техногенного изменения химического и изотопного состава подземных вод нефтяных месторождений. Показана перспективность использования данных о химическом и изотопном составе подземных и ПДВ нефтяных месторождений как оперативного и недорогого метода выявления источника воды в скважинах, прослеживания фронта вытеснения, и повышения эффективности разработки крупных месторождений на поздней стадии разработки. Значимость работы определяется необходимостью уточнения гидродинамических моделей месторождений путем проведения периодичного геохимического мониторинга для установления текущих объемных долей поступления пластовой воды на дату отбора проб, не дожидаясь периодичных геофизических исследований. Методические разработки диссертационной работы успешно применяются в ПАО «Татнефть» и других нефтедобывающих компаниях.

Методология и методы исследования. Диссертационная работа написана на основе изучения химического и изотопного состава более 1000 образцов пластового флюида нефтяных месторождений Республики Татарстан. Методологической основой исследования стал комплекс изучения пластовых вод с использованием масс-спектрометрии с индуктивно связанной плазмой iCAPQc (ThermoFisherScientific, Германия) и изотопной масс-спектрометрией Delta V Plus (ThermoFisherScientific, Германия), выборочно проводилось изучение ионного состава титриметрическим методом для характеристики водоносных комплексов, не являющегося основным в данном исследовании в виду не высокой разрешающей способности. Для анализа образцов методами масс-спектрометрии необходим небольшой объем образца - порядка 10-15 мл, что делает возможным применение данного комплекса методов как на мало обводненном фонде, так и при работе с нефтяными эмульсиями.

Положения, выносимые на защиту.

1. Впервые получена детализированная геохимическая характеристика попутно добываемых вод нефтяных месторождений Республики Татарстан на основе изотопного анализа водорода (5D) и кислорода (518O), а также

микроэлементного состава, что позволяет провести оценку перспективных отложений для извлечения гидроминерального сырья, установить происхождение воды.

2. Разработана усовершенствованная методика геохимического мониторинга для управления разработкой нефтяных месторождений, которая включает в себя количественную оценку водопритока каждого из эксплуатируемых пластов, анализ влияния системы поддержания пластового давления на уровень обводненности добывающих скважин, а также идентификацию источников обводнения в скважинах со сложной конструкцией. Полученные данные рекомендовано использовать для уточнения гидродинамических моделей месторождений.

3. Пройдена успешная апробация методики геохимического мониторинга на нефтяных месторождениях Республики Татарстан, где с её помощью установлены причины обводнения продукции скважин, отключены обводненные пласты и подтверждена достоверность результатов с использованием данных ПГИ и трассерных исследований.

Степень достоверности и апробация результатов. Достоверность полученных результатов определяется значительным количеством изученных образцов, согласованностью полученных данных с существующими представлениями о формировании пластовых вод, применением обоснованных и современных методов исследований, углубленным анализом состояния решаемой проблемы, верификацией с промысловыми исследованиями, которые взаимодополняют и взаимоконтролируют друг друга. Основные положения работы докладывались на 20 всероссийских конференциях: Российская нефтегазовая технологическая конференция SPE (2021 год, г. Москва), научно-практическая конференция им. Н.Н. Лисовского «Трудноизвлекаемые запасы - настоящее и будущее» (2022 год, г. Казань; 2024 год, г. Санкт-Петербург), Российская отраслевая энергетическая конференция РОЭК (2023 и 2024 год, г. Москва); Всероссийская конференция молодых ученых «Современные проблемы геохимии» (2021 год, г. Иркутск, 2023 год, г. Иркутск); Научно-практическая конференция

«Горизонтальные скважины» (2019 год, г. Калининград); IV Ежегодная корпоративная научно-техническая конференция «Исследование скважин: целеполагание, технологии, эффект» (2022 год, г. Уфа); 26-ая конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа (2024 год, г. Геленджик); семинар «Актуальные вопросы геологического изучения недр, проблемы и пути их решения» (2024 год, г. Альметьевск); Научно-практическая конференция по нефтяной гидрогеологии, геохимии и гидродинамическому моделированию (2022, 2023, 2024 год, г. Казань); представлены на 9 международных конференциях, в том числе на Международной выставке-конференции в области нефтегазовой и нефтехимической промышленности в эмирате Абу-Даби, ОАЭ ADIPEC в 2021 и 2023 годах и на Международной многопрофильной научной геоконференции SGEM в 2021 и 2022, 2024 годах в г. Албена, Болгария; были представлены на 5 форумах, в том числе на Международном научно-практическом форуме «Нефтяная столица» в 2021 году в г. Ханты-Мансийск и Международном нефтегазовом молодежном форуме «INTERNATIONAL PETROLEUM YOUTH FORUM» в 2019, 2021 году в г. Альметьевск, на Татарстанском нефтегазохимическом форуме (2023 год, г. Казань).

По теме работы опубликовано более 30 работ, в том числе РИНЦ - 7; ВАК -4; ВАК/WoS/Scopus - 20. По теме исследования получено 5 патентов.

Личный вклад автора. Диссертация является самостоятельно выполненным научным трудом и основана на материалах, собранных автором при лабораторных и аналитических работах в период 2019-2024 гг. в качестве аспиранта и лаборанта НИЛ «Современные геоинформационные и геофизические технологии», младшего научного сотрудника Научного центра мирового уровня «Рациональное освоение запасов жидких углеводородов планеты».

Все материалы исследований, положенные в основу работы, включая анализ литературных материалов, постановку цели и задач исследования, отбор и подготовку образцов к экспериментам, выполнение некоторых видов анализов (в том числе с помощью оригинальных методических подходов), интерпретацию

полученных результатов, получены автором лично.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы, включающего 210 наименований, иллюстрирована 57 рисунками и содержит 16 таблиц. Общий объем работы составляет 147 страниц.

Благодарности. Автор выражает искреннюю признательность и благодарность за всестороннюю помощь на всех этапах выполнения работы научному руководителю профессору, доктору геолого-минералогических наук Данису Карловичу Нургалиеву, директору НОЦ «Моделирование ТРИЗ» Владиславу Анатольевичу Судакову и старшему преподавателю НОЦ «Моделирование ТРИЗ» Сергею Анатольевичу Усманову. За консультации и помощь в проведении исследований и интерпретации результатов доктору геолого-минералогических наук, профессору кафедры общей геологии и гидрогеологии Института геологии и нефтегазовых технологий КФУ Рафаилю Лукмановичу Ибрагимову.

ГЛАВА 1. ОСНОВНЫЕ ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ПОЛОЖЕНИЯ И СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ

Окружающая среда в эпоху глобализации и бурного научно-технологического развития становится все более уязвимой [Прогноз научно-технологического развития России, 2014]. Эффективное использование природных ресурсов в области добычи жидких углеводородов требует проведения фундаментальных, поисковых и прикладных исследований, охватывающих геологию, геохимию и разработку нефтяных залежей. Эти исследования особенно актуальны для крупных нефтяных месторождений, которые значительно способствуют развитию ключевого сектора национальной экономики — топливно-энергетического комплекса. За последний десятилетний период большая часть работ по изучению недр принадлежит научным центрам и лабораториям университетов (около 80%) [Рациональное природопользование, 2015]. Университетская научная база сегодня является неотъемлемой частью промысловых геолого-технических работ.

Во многих странах сосредоточены значительные запасы горючих полезных ископаемых [Высоцкий, Дмитриевский, 2008]. Особенности добычи запасов месторождений углеводородов заключаются в решении двух ключевых задач:

1) оптимизации добычи с использованием передовых технологий;

2) поддержании экологической стабильности в районах крупных нефтяных месторождений и их окрестностях, а также проведение контроля за изменениями окружающей среды.

Особое внимание следует уделять изучению вопросов, касающихся изменений геохимического состава пластовых флюидов в процессе добычи углеводородов [Сабиров, 2017; Абдрахманов, 1993], применению современного программного обеспечения, которое позволяет оперативно обрабатывать данные геохимических исследований на больших территориях крупных месторождений.

На позднюю, четвертую стадию разработки перешли многие месторождения углеводородов, а их основными характеристиками являются следующие типичные для гигантских геологических объектов в мире особенности: снижение темпов

отбора нефти, ухудшение структуры запасов и рост обводненности до предельных значений.

Рентабельность разработки месторождений поздних стадий неуклонно снижается за счет увеличения эксплуатационных затрат и себестоимости добычи нефти [Муслимов, 2008]. Оптимизировать и снизить затраты возможно, путем внедрения технологии геохимического мониторинга. Исследования геохимического состава интересны при поступлении первых порций воды в скважины и до полного их обводнения (начиная со второй стадии) (Рисунок 1).

Рисунок 1 - Стадии разработки нефтяных месторождений

Дополнительно вносит вклад в обводнение искусственное внедрение больших объемов воды в нефтенасыщенный пласт, при выработке запасов с применением системы поддержания пластового давления, что приводит к появлению в нем свободной водной фазы [Дьячук, Зейгман, 2015]. В зависимости от коллекторских свойств разрабатываемых горизонтов, источником обводнения могут являться нагнетаемые воды (Рисунок 2).

При закачке воды происходит необратимое техногенное изменение пластовыхрассолов. Это связано с закачкой различного состава вод, «чуждых»

пластовым, особенно при использовании пресной воды. К тому же, использование последней в процессе добычи нефти влияет на ее запасы и доступность для природных экосистем и человеческого потребления. Нарушение гидрогеологического режима пластов вследствие повышенных отборов может вызвать изменения в давлении и уровне подземных вод, что негативно сказывается на окружающей среде.

Кроме того, техногенное изменение происходит ввиду воздействия на подземные водоносные горизонты процесса бурения скважин и закачки химических реагентов [Ибрагимов, 2006], своевременный мониторинг которого способствует оптимизации разработки месторождений благодаря оперативному получению данных и принятию необходимых мер.

Рисунок 2 - Прорыв воды в системе нагнетательная-добывающая скважины

Основными задачами при выполнении геохимических исследований являются:

1) выбор опорных скважин для исследований (эталонные скважины,

характеризующие пласт),

2) описание закономерностей изменения состава добываемого флюида по площади и по разрезу,

3) применение методов математической статистики для обработки,

4) установление источника обводнения при совместной разработке нескольких пластов и в скважинах с повышенной обводненностью,

5) мониторинг изменения химического состава на участках заводнения.

Актуальность геохимического мониторинга обусловлена отсутствием

доступных оперативных методов получения информации об источниках притока воды, что препятствует эффективной разработке многопластовых отложений.

В нефтепромысловой практике для выяснения источника воды в добывающей скважине используются промысловые геофизические исследования (шумометрия, термометрия, расходометрия), где необходимо специальное оборудование, спускаемое в скважину на тросе (спускоподъемные операции), что влечет за собой остановку скважины, проведение специальных работи простой с потерей продукции. Часто такие работы невозможно применить ввиду сложности конструкции некоторых скважин (например, установки одновременно-раздельной добычи (ОРД), где необходима остановка каждого объекта поочередно для выявления обводненных пластов и установления профиля притока), в скважинах малого диаметра, в скважинах с отложениями солей по стволу или в скважинах с несколькими боковыми стволами.

Несомненно, бурение боковых стволов является эффективной и менее затратной по сравнению с бурением новых скважин технологией, позволяющей увеличить добычу нефти, повысить коэффициент извлечения нефти, вернуть в работу ранее обводненные скважины [Агзамов и др., 2012; Сабиров, 2017]. Бурение боковых стволов с горизонтальным окончанием во много раз увеличивает эффективность разработки запасов [Нижегородов, 2019]. Трудностью в бурении боковых скважин является степень обводненности при строительстве: немалый процент таких скважин начинает заполняться пластовыми водами, содержание которых не могло было быть спрогнозировано заранее. Технологическая

успешность бурения боковых (вторых и прочих) стволов определяется обоснованием их ориентации, а целесообразность самого бурения зависит от объема оставшихся запасов, которые могут быть выгодно извлечены экономически без ущерба окружающей среде [Хакимзянов, 2012]. Особенно внимательно стоит подходить к вопросу бурения боковых стволов при наличии запасов УВ нескольких групп пластов - «нормальной» группы и «эрозионной», так как они отличаются условиями формирования и залегания, фильтрационно-емкостными свойствами [Ахметов, Мухаметшин, 2018]. При планировании траектории бурения так же рассматриваются и вопросы изучения гидродинамической связности таких геологических тел на разных иерархических уровнях системы (залежь, пласт, пропласток) с использованием геофизических и гидродинамических данных при моделировании пространственных закономерностей изменения

гидродинамических параметров [B.V. Koskov, V.N. Koskov, Shurubor, 2011]. Так же доказано, что на месторождениях западного склона Южно-Татарского Свода (ЮТС) Республики Татарстан между вмещающими карбонатами турнейского яруса и терригенными образованиями, выполняющими врез - породами бобриковско-радаевского возраста, существует гидродинамическая связь [Saifutdinov et al., 2018]. Таким образом, технология бурения боковых стволов обладает некоторыми сложностями, обусловленными как строением залежей, так и технологией проведения работ. Для снижения рисков и неопределённости, работы следует выполнять на основе комплексного подхода всех имеющихся данных. Изучение геохимических особенностей добываемого флюида является прямым методом получения информации о существующих гидрохимических зонах месторождения [Shipaeva et al., 2020; de Figueredo et al., 2014], что совместно с геолого-промысловой информацией позволит учесть весь комплекс организационных, технических и технологических решений, используемый для зарезки и бурения боковых стволов [Samigullin et al., 2007; Antonov, Abramov, Kubarev, 2015].

Неоднозначность ситуации в скважине проявляется и в качестве получаемых результатов, когда перетоки с вышележащих пластов не обнаруживаются, а

применение, например, скважинных шумомеров, показывающих с какого интервалаидет приток в скважину (где «шумит»), не отвечает на вопрос какой тип флюида с него фильтруется: вода, нефть или их смесь.

Поступление посторонней жидкости в разрабатываемый объект может происходить в результате интенсификации добычи нефти методами воздействия на пласт, такими как форсированный отбор жидкости (ФОЖ) или гидроразрыв пласта (ГРП), особенно на поздних стадиях, когда часто наблюдается повышение обводненности скважинной продукции [Медведев, Анциферов, Довбыш, 2015].

Геохимический анализ добываемых жидкостей позволяет выявить источник их поступления, так как на уровне химического состава эти жидкости (вода и нефть) обладают уникальными характеристиками [Питьева, 1978; Кротова, 1956]. Одной из задач геохимических исследований является обнаружение и объяснение этих различий. Благодаря широкому спектру изучаемого состава, полученная информация по геохимическому анализу текущих условий на гигантских нефтяных месторождениях становится полезной для специалистов смежных областей.

Таким образом, создается экологически безопасная, энергоэффективная и экономически выгодная технология оптимизации разработки крупных месторождений углеводородов, основанная на геохимическом мониторинге с использованием современных физико-химических методов и математических моделей для обработки большого объема данных.

1.1 Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений: понятие и

классификация

В нефтяной геологии воды, которые находятся в пласте, называются пластовыми водами, которые бывают нескольких видов (Рисунок 3).

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Шипаева Мария Сергеевна, 2025 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Абдрахманов Р.Ф. Техногенез в подземной гидросфере Предуралья / Р.Ф. Абдрахманов. - Уфа: УНЦ РАН, 1993. - 208 с.

2. Абрамов В.Ю. К геологическим характеристикам продуктивных пластов Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения /

B.Ю. Абрамов, А.С. Петров, П.Н. Власов // Вестн. РУДН. Сер.: Инженерные исследования. - 2015. - № 2. - С 32-38.

3. Абукова Л.А. Гидрогеохимический мониторинг разработки месторождений углеводородов / Л.А. Абукова, О.П. Абрамова, Е.П. Варягова // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. - 2015. - № 2. - С. [1-8]

4. Агзамов Ф.А. [и др.]. Нефтегазовое дело: [учеб. пособие]: в 6 т. Т. 2. Бурение нефтяных и газовых скважин / [Ф.А. Агзамов и др.]. - СПб.: Недра, 2012. - 428 с.

5. Адильбеков А.С. Геолого-геофизические особенности гигантских нефтяных месторождений / А.С. Адильбеков, Ф.Г. Кудинов // Труды XVII Международного симпозиума студентов и молодых ученых им. акад. М.А. Усова / Нац. исслед. Том. политехн. ун-т. - Томск, 2013. - С. 349-351.

6. Алекин О.А. Основы гидрохимии / О.А. Алекин. - Л.: Гидрометеоиздат, 1970. - 442 с.

7. Алексеев Ф.А. [и др.]. Радиохимические и изотопные исследования подземных вод нефтегазоносных областей СССР / Ф.А. Алексеев, Р.П. Готтих,

C.А. Сааков, Э.В. Соколовский. - М.: Недра, 1975. - 271 с.

8. Афанасьев Т.П. Гидрогеология и гидрогеохимия Поволжья: (краткий очерк) / Т.П. Афанасьев. - М.: Наука, 1965. - 173 с.

9. Афанасьев Т.П. Подземные воды Среднего Поволжья и Прикамья и их гидрохимическая зональность / Т.П. Афанасьев. - М.: Изд-во АН СССР, 1956. -262 с.

10. Ахметов А.Н. Особенности моделирования объектов, осложненных эрозионными врезами / А.Н. Ахметов, Р.З. Мухаметшин // Моделирование геологического строения и процессов разработки - основа успешного освоения

нефтяных и нефтегазовых месторождений: материалы Междунар. науч.-практ. конф. - Казань: Слово, 2018. - С. 130-133.

11. Ахметов P.M. Литий в геотехносфере Южного Урала / Р.М. Ахметов // Геологический сборник. - 2009. - № 8. - С. 248-252.

12. Аширов К.Б. О характере погребенных вод нефтяных месторождений среднего Поволжья / К.Б. Аширов, Н.И. Данилова // Геология и разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1967. - С. 17-32. - (Тр. Гипровостокнефть; Вып. 11).

13. Бабадзе А.Н. Геохимические особенности распределения рассеянных элементов (J и Br) в пластовых водах площади нефтчала / А.Н. Бабадзе // Труды молодых ученых. - 2010. - № 3. - С. 11-15.

14. Базаревская В.Г. [и др.]. Проблемы расчленения и корреляции живетских отложений на южном склоне ЮТС / В.Г. Базаревская, Т.И. Тарасова, И.И. Доронкина, Г.А. Валеева // Георесурсы. - 2006. - № 3. - С. 41-44.

15. Байков Н.М. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды / Н.М. Байков, Г.Н. Позднышев, Р.И. Мансуров. - М.: Недра, 1981. - 261 с.

16. Балашов Л.С. Подземные хлоридные воды и рассолы как комплексный сырьевой источник редких и рассеянных элементов / Л.С. Балашов // Труды юбилейной сессии ученых советов ВСЕГИНГЕО, МГУ, МГРИ и ВНИИИС. - М., 1968. - С. 96-124.

17. Бандалетова А.А. Извлечение лития из попутных вод на примере Оренбургского НГКМ / А.А. Бандалетова, А.Ю. Гаврилов, Е.В. Галин // Ргонефть. Профессионально о нефти. - 2021. - Т. 6, № 1. - С. 29-32.

18. Басков Е.А. Главные черты распространения и формирования основных типов подземных рассолов Сибирской платформы / Е.А. Басков // Подземные рассолы СССР. - Л.: ВСЕГЕИ, 1976. - С. 61-75.

19. Богомолов Г.В. [и др.]. Гидрогеология Волго-Уральской нефтегазоносной области / Г.В. Богомолов, В.Г. Герасимов, М.И. Зайдельсон [и др.]. - М.: Недра, 1967. - 422 с.

20. Бондаренко С.С. Геолого-экономическая оценка месторождений подземных промышленных вод / С.С. Бондаренко, Л.А. Лубенский, Г.В. Куликов. - М.: Недра, 1988. - 203 с.

21. Букаты М.Б. [и др.]. Анализ заводнения нефтяных залежей по гидрогеохимическим данным (на примере пласта Ю, Вахского месторождения) / М.Б. Букаты, Т.Н. Силкина, В.Г. Иванов, С.В. Костюченко // Изв. Том. политехн. ун-та. Инжиниринг георесурсов. - 2002. - Т. 305, № 8. - С. 192-200.

22. Булгаков Р.Т. [и др.]. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины / Р.Т. Булгаков, А.Ш. Газизов, Р.Г. Габдуллин, М.Г. Юсупов. - М.: Недра, 1976. - 175 с.

23. Былин А.В. Контроль за процессом нефтеизвлечения при внутрипластовой водоизоляции / А.В. Былин, И.Р. Раупов // Булатовские чтения: материалы I Междунар. науч.-практ. конф. - Краснодар, 2017. - Т. 2. - С. 39-41.

24. Валяшко М.Г. Основные химические типы вод и их формирование / М.Г. Валяшко // ДАН СССР. - 1955. - Т. 102, № 2. - С. 315-318.

25. Валяшко М.Г. Основы геохимии природных вод / М.Г. Валяшко // Геохимия. - 1967. - № 11. - С. 1395-1417.

26. Войтович Е.Д. Тектоника Татарстана / Е.Д. Войтович, Н.С. Гатиятуллин. - [Казань]: Изд-во Казан. ун-та, 1998. - 139 с.

27. Всеволожский В.А. Гидрогеодинамика процессов нефтегазообразования / В.А. Всеволожский, Т.А. Киреева // Дегазация Земли: геотектоника, геодинамика, геофлюиды, нефть и газ, углеводороды и жизнь: материалы Всерос. конф. с междунар. участием, посвящ. 100-летию со дня рождения акад. П.Н. Кропоткина. - М.: ГЕОС, 2010. - С. 105-109.

28. Высоцкий В.И. Мировые ресурсы нефти и газа и их освоение / В.И. Высоцкий, А.Н. Дмитриевский // Российский химический журнал. - 2008. -Т. 52, № 6. - С. 18-24.

29. Гаврилов Р.Ю. Картирование вертикальной геохимической зональности на примере золоторудного месторождения Чертово Корыто

(Патомское нагорье) / Р.Ю. Гаврилов // Изв. Том. политехн. ун-та. Инжиниринг георесурсов. - 2014. - Т. 324, № 1. - С. 73-79.

30. Гаджи-Касумов А.С. Нефтегазопромысловая геохимия / А.С. Гаджи-Касумов, А.А. Карцев. - М.: Недра, 1984. - 150 с.

31. Ганеев А.А. [и др.]. Масс-спектральные методы прямого элементного и изотопного анализа твердотельных материалов / А.А. Ганеев, А.Р. Губаль, С.В. Потапов, Н.Н. Агафонова, В.М. Немец // Успехи химии. - 2016. - Т. 85, № 4. -С. 427-444.

32. Гатауллин Р.И. Изучение субвертикальных геофизических и геохимических полей над нефтяными залежами на примере Елабужского месторождения / Р.И. Гатауллин, Ю.А. Гринько, М.Г. Чернышова // Экспозиция Нефть Газ. - 2017. - № 2. - С. 53-56.

33. Гаттенбергер Ю.П. Гидрогеологические методы исследований при разведке и разработке нефтяных месторождений / Ю.П. Гаттенбергер, В.П. Дьяконов. - М.: Недра, 1979. - 207 с.

34. Геология гигантских месторождений нефти и газа: пер. с англ. / под ред. М. Хэлбути. - М.: Мир, 1973. - 431 с.

35. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России: в 2 т. / под ред. В.Е. Гавуры. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - Т. 1. - 280 с.; Т. 2. - 351 с.

36. Геология нефти: справочник / под ред. В.Г. Васильева. - М.: Недра, 1968. - Т. 2, кн. 1. - 763 с.

37. Геология Татарстана. Стратиграфия и тектоника / под ред. Б.В. Бурова [и др.]. - М.: ГЕОС, 2003. - 402 с.

38. Гидрогеологические условия формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской области = Гидрогеология Волго-Уральской области / под ред. Е.А. Барс, М.И. Зайдельсона. - М.: Недра, 1973. -279 с.

39. Гидрогеология Волго-Уральской нефтегазоносной области / под ред. М.И. Субботы, Г.П. Якобсона. - М.: Недра, 1967. - 422 с.

40. Гордеев В.В. Микроэлементы / В.В. Гордеев, А.П. Лисица // Океанология. Химия океана. Химия вод океана. - М.: Наука, 1979. - Т. 1. - С. 337375.

41. Григорьев М.А. Зависимость потенциалов пластовых вод от вертикальных движений земной коры / М.А. Григорьев // Труды ИГиРГИ. - М., 1989. - С. 130-135.

42. Гриценко А.И. [и др.]. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. - М.: Наука, 1995. - 523 с.

43. Гуревич А.Е. Процессы миграции подземных вод, нефтей и газов / А.Е. Гуревич. - Л.: Недра, 1969. - 111 с.

44. Дривер Д. Геохимия природных вод / Д. Дривер. - М.: Мир, 1985. -

440 с.

45. Дьячук И.А. Разработка заводненных нефтяных пластов на завершающих стадиях / И.А. Дьячук, Ю.В. Зейгман. - Казань: Плутон, 2015. -274 с.

46. Жданов М.Л. Основы промысловой геологии газа и нефти / М.Л. Жданов, Ф.А. Гришин, Г.Д. Гординский. - М.: Недра, 1966. - 279 с.

47. Зарипов М.С. Минеральные питьевые воды юго-востока Республики Татарстан / М.С. Зарипов, Р.Х. Сунгатуллин // Учен. зап. Казан. ун-та. Сер.: Естеств. науки. - 2016. - Т. 158, кн. 4. - С. 517-530.

48. Зинатуллина И.П. Корреляция живетских отложений на юго-востоке Татарстана / И.П. Зинатуллина // Бюллетень Московского общества испытателей природы. Отдел геологический. - 2016. - Т. 91, № 6. - С. 36-40.

49. Злобин А.А. Изучение граничных слоев нефти и воды при заводнении пластов / А.А. Злобин // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 4. - С. 20-24.

50. Зыкин Н.Н. Попутные воды нефтегазоконденсатных месторождений как нетрадиционное сырье для газохимического производства / Н.Н. Зыкин // Газовая промышленность. Спец. выпуск. Нетрадиционные ресурсы нефти и газа. -2012. - № 5. - С. 38-42.

51. Ибрагимов Н.Г. [и др.]. Экологический мониторинг состояния окружающей среды на месторождениях ОАО «Татнефть» / Н.Г. Ибрагимов, Р.М. Гареев, О.Е. Мишанина, Е.В. Хисамутдинова, А.В. Арефьева, Н.А. Гречишникова // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 3. - С. 16-20.

52. Ибрагимов Р.Л. Анализ водонапорных систем и гидрохимических изменений основных разрабатываемых горизонтов нефтяных месторождений Татарстана / Р.Л. Ибрагимов // Фундаментальные проблемы нефтегазовой гидрогеологии: материалы Междунар. конф., посвящ. 80-летию А.А. Карцева. - М.: ГЕОС, 2005. - С. 266-269.

53. Ибрагимов Р.Л. Использование гидрогеологических данных при поисках, разведке и доразведке нефтяных и газовых месторождений Республики Татарстан / Р.Л. Ибрагимов // Труды научно-практической конф., VII Междунар. выставки «Нефть, газ - 2000». - Казань, 2000. - С. 5-7.

54. Ибрагимов Р.Л. Использование гидрохимических методов контроля при разработке нефтяных месторождений Татарстана / Р.Л. Ибрагимов, Е.В. Шавалеева // Нефтяное хозяйство. - 2017. - № 1. - С. 94-96.

55. Ибрагимов Р.Л. Методические приемы оценки экологического состояния поверхностных и подземных вод на территориях разрабатываемых месторождений Татарстана / Р.Л. Ибрагимов // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2006. - № 3. - С. 5-9.

56. Ибрагимов Р. Особенности изменения гидрогеохимической зональности подземных вод в процессе разведки и эксплуатации нефтяных залежей на юго-востоке Татарстана / Р. Ибрагимов, В. Федотов, Р. Ханнанов // Бурение и нефть. - 2006. - № 9. - С. 16-17.

57. Ибрагимов Р.Л. Результаты режимных наблюдений состава подземных вод кристаллического фундамента Южно-Татарского свода / Р.Л. Ибрагимов, И.Н. Плотникова // Георесурсы. - 2009. - № 3. - С. 9-13.

58. Игдавлетова М. [и др.]. Влияние минерализации закачиваемой воды на проницаемость и нефтеотдачу коллекторов / М. Игдавлетова, Т. Исмагилов, И. Ганиев, А. Телин. - Текст: электронный. - URL:

https://neftegaz.ru/science/development/331660-vliyanie-mineralizatsii-zakachivaemoy-vody-na-promtsaemost-i-nefteotdachu-koПektorov/ (дата обращения: 30.11.2024).

59. Исаева Г.Ю. [и др.]. Диагностика геохимического профиля попутных вод при разработке нефтегазовых месторождений Ракушечно-Широтного вала северного Каспия / Г.Ю. Исаева, Н.Ю. Рахбари, Л.А. Анисимов, И.В. Воронцова, Б.П. Акулинчев // Нефтегазовое дело. - 2014. - Т. 15, № 4. - С. 6-16.

60. Калинин С.А. Разработка месторождений высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах с использованием диоксида углерода. Анализ мирового опыта / С.А. Калинин, О.А. Морозюк. - DOI 10.15593/2224-9923/2019.4.6 3 // Вестн. ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2019. - Т. 19, № 4. - С. 373-387.

61. Каналин В.Г. [и др.]. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология / В.Г. Каналин, С.Б. Вагин, М.А. Токарев, Г.А. Лончаков, В.А. Тимофеев. - М.: Недра, 1997. - 369 с.

62. Капченко Л.Н. Гидрогеологические основы теории нефтегазонакопления / Л.Н. Капченко. - Л.: Недра, 1983. - 264 с.

63. Капченко Л.Н. Роль ионообменной адсорбции в формировании состава глубокозалегающих подземных вод / Л.Н. Капченко // Литология и полезные ископаемые. - 1972. - № 6. - С. 95-107.

64. Капченко Л.Н. Связь нефти, рассолов и соли в земной коре / Л.Н. Капченко. - Л.: Недра, 1974. - 183 с.

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

66. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений / А.А. Карцев. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1972. - 280 с.

67. Карцев А.А. Основы геохимии нефти и газа / А.А. Карцев. - М.: Недра, 1978. - 279 с.

68. Каюкова Г.П., Михайлова А.Н., Гареев Б.И., Насырова З.Р., Вахин А.В. Состав и распределение микроэлементов в породах, экстрактах и асфальтенах из доманиковых отложений разных литолого-фациальных типов Ромашкинского месторождения // ПЕТРОЛЕОМИКА. - 2021. - №1. - С. 57-69.

69. Киреева Т.А. Влияние химического состава пластовых вод нефтегазовых месторождений западной Сибири на разработку залежей (на примере Средне-Хулымского месторождения) / Т.А. Киреева, О.В. Гусева, Р.М. Судо // Вестн. МГУ. Сер. 4, Геология. - 2012. - № 2. - С. 35-44.

70. Киреева Т.А. Гидрогеохимия: конспект лекций: учеб.-метод. пособие / Т.А. Киреева. - М.: [Б. и.], 2016. - 197 с.

71. Киреева Т.А. Гидрохимические особенности вод фундамента в связи с нефтеносностью / Т.А. Киреева // Геология нефти и газа. - 2018. - № 1. - С. 95-108.

72. Киреева Т.А. К методике оценки эндогенной составляющей глубоких подземных вод / Т.А. Киреева // Вестн. МГУ. Сер. 4, Геология. - 2009. - № 1. -С. 54-57.

73. Киреева Т.А. Роль вертикальной миграции высокотемпературных флюидов в формировании пластовых вод нефтегазовых месторождений на севере Западно-Сибирского бассейна / Т.А. Киреева, Д.И. Буданова // Вестн. МГУ. Сер. 4, Геология. - 2013. - № 3. - С. 38-46.

74. Клименко И.А. Комплексное освоение ресурсов нефтяных месторождений / И.А. Клименко. - М.: Недра, 1991. - 117 с.

75. Колодий В.В. Гидрогеологические условия миграции и аккумуляции нефти / В.В. Колодий // Геология и геохимия горючих ископаемых. - Киев, 1983. -С. 33-42. - (Тр. ИГиРГИ; Вып. 61).

76. Комалов С.Б. Опыт проектирования разработки месторождения Восточной Сибири с засолоненным коллектором. Часть 2 / С.Б. Комалов, А.А. Мальцев, Г.Ю. Щербаков // Вестн. Перм. нац. исслед. политехн. ун-та. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2020. - Т. 20, № 1. - С. 60-71.

77. Король В.В. Утилизация отходов бурения скважин / В.В. Король, Г.Н. Позднышев, В.Н. Манырин // Экология и промышленность России. - 2005. -№ 1. - С. 40-42.

78. Кравец Ю.А. Увеличение нефтеотдачи гидрофобных коллекторов методом закачки в пласт слабосоленой воды / Ю.А. Кравец // Научно-технический вестн. ОАО «НК Роснефть». - 2009. - № 4. - С. 34-38.

79. Крайнов С.Р. Геохимия подземных вод: теоретические, прикладные и экологические аспекты / С.Р. Крайнов, Б.Н. Рыженко, В.М. Швец; отв. ред. Н.П. Лаверов. - М.: Наука, 2004. - 677 с.

80. Крайнов С.Р. Геохимия редких элементов в подземных водах / С.Р. Крайнов. - М.: Недра, 1973. - 296 с.

81. Краснов И.И. [и др.]. Диагностика источников водопритока и перспективы технологий ограничения прорыва воды в скважины / И.И. Краснов, Е.В. Ваганов, Е.И. Инякина, Р.К. Катанова, В.Ф. Томская // Нефть и газ: опыт и инновации. - 2019. - Т. 3, № 1. - С. 20-34.

82. Кротова В.А. Гидрогеологические факторы формирования нефтяных месторождений (на примере Предуралья) / В.А. Кротова. - Л.: Гостоптехиздат, 1962. - 330 с. - (Тр. ВНИГРИ; Вып. 191).

83. Кротова В.А. Гидрогеология [Волго-Уральской нефтеносной области] / В.А. Кротова. - Л.: Гостоптехиздат, 1956. - 267 с. - (Тр. ВНИГРИ; Нов. сер.; Вып. 94).

84. Ларочкина И.А. Концепция системного геологического анализа при поисках и разведке месторождений нефти на территории Татарстана / И.А. Ларочкина. - Казань: Фэн АН РТ, 2013. - 232 с.

85. Леонтьева Е.Н. Изменение химического состава попутно добываемых вод нефтяных месторождений верхнекамской нефтеносной области под влиянием разработки / Е.Н. Леонтьева // Перспективы науки. - 2015. - № 2. - С. 7-10.

86. Литвиненко В.И. [и др.]. Извлечение микрокомпонентов из попутно добываемых вод нефтяных месторождений (на примере южной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции) / В.И. Литвиненко, Т.Д. Ланина, А.И. Овчинникова, Э.И. Лошакова, Г.К. Павленко, Б.Г. Варфоломеев, В.Л. Пебалк // Нефтяное хозяйство. - 1991. - № 3. - С. 15-17.

87. Лосицкая И.Ф. [и др.]. Изменение микроэлементного состава нефтей в зоне гипергенеза / И.Ф. Лосицкая, С.А. Пунанова, Р.А. Семенова, В.А. Чахмахчев // Геохимия. - 1987. - № 9. - С. 1350-1359.

88. Матусевич В.М. Геолого-геохимические условия нефтегазообразования и формирования нефтегазоносности осадочных бассейнов / В.М. Матусевич, А.В. Рыльков // Изв. вузов. Нефть и газ. - 2014. - № 1. - С. 28-36.

89. Матусевич В.М. Геофлюидальные системы и проблемы нефтегазоносности Западно-Сибирского мегабассейна / В.М. Матусевич, А.В. Рыльков, И.Н. Ушатинский. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2005. - 225 с.

90. Матусевич В.М. Геохимия подземных вод Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна / В.М. Матусевич. - М.: Недра, 1976. - 157 с.

91. Машорин В.А. Исследование и разработка технологии повышения коэффициента вытеснения нефти водой различной минерализации: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / В.А. Машорин. - Тюмень, 2015. - 24 с.

92. Медведев Е.В. Особенности выбора объектов для проведения геолого-технических мероприятий без роста обводненности продукции / Е.В. Медведев, Б.И. Анциферов, В.О. Довбыш // Новые технологии - нефтегазовому региону: материалы Всерос. науч.-практ. конф. с междунар. участием. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. - Т. 1. - С. 259-262.

93. Меркулова Л.И. Графические методы анализа при добыче нефти / Л.И. Меркулова, А.А. Гинзбург. - М.: Недра, 1986. - 125 с.

94. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений: утв. и введен в действие с 01.10.2023 Протоколом НТС Федерального агентства по недропользованию (ФАН Роснедра) от 05.10.2023 № 03-17/8-пр. - М., 2023. - 86 с.

95. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений: РД 153-39.0-109-01. - М., 2002. - 75 с.

96. Михайлова Л.В. Исследование накопления и выведения нефтяных углеводородов пресноводными рыбами / Л.В. Михайлова // Труды I Всесоюзной конф. по рыбохозяйственной токсикологии. - Рига, 1988. - С. 42-45.

97. Морозов В.Ю. Технология регулирования систем поддержания пластового давления нефтяных промыслов: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / В.Ю. Морозов. - Тюмень, 2011. - 122 с.

98. Муляк В.В. [и др.]. Гидрохимические методы анализа и контроля разработки нефтяных и газовых месторождений / В.В. Муляк, В.Д. Порошин, Ю.П. Гаттенбергер, Л.А. Абукова, О.И. Леухина. - М.: ГЕОС, 2007. - 245 с.

99. Мусин Р.Х. Гидрогеологические исследования в нефтяном регионе Татарстана / Р.Х. Мусин, Р.З. Мусина // Нефть. Газ. Новации. - 2009. - № 9. - С. 2838.

100. Мусин Р.Х. О важнейшей гидрогеоэкологической проблеме нефтегазового комплекса Республики Татарстан / Р.Х. Мусин, А.А. Салихова, А.Р. Ханафеева // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. - 2011. - № 2. - С. [116].

101. Мусин Р.Х. О гидрогеоэкологических особенностях и проблемах нефтяного региона Татарстана / Р.Х. Мусин // Изв. вузов. Геология и разведка. -2012. - № 2. - С. 48-53.

102. Мусин Р.Х. Техногенные изменения в гидролитосфере Республики Татарстан / Р.Х. Мусин // Недропользование XXI век. - 2013. - № 5. - С. 61-66.

103. Муслимов Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения / Р.Х. Муслимов. -Казань: Изд-во Казан. ун-та, 1979. - 211 с.

104. Муслимов Р.Х. [и др.]. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского месторождения / Р.Х. Муслимов, А.М. Шавалиев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов. - Казань: Изд-во КГУ, 1979.

105. Муслимов Р.Х. [и др.]. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения: в 2 т. / Р.Х. Муслимов, Р.Б. Хисамов, А.М. Шавалиев, И.Г. Юсупов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - Т. 1. - 492 с.

106. Муслимов Р.Х. [и др.]. Нефтегазоносность Республики Татарстан / Р.Х. Муслимов, Р.Г. Адбулмазитов, Р.Б. Хисамов, Л.М. Миронова, Н.С. Гатиятуллин, В.В. Ананьев, В.М. Смелков, Р.К. Тухватуллин,

Б.В. Успенский, И.Н. Плотникова, Е.Д. Войтович. - Казань: АН РТ, 2007. - Т. 1: Геология и разработка нефтяных месторождений. - 316 с.

107. Муслимов Р.Х. Особенности моделирования крупных месторождений нефти на примере Березовской площади Ромашкинского месторождения / Р.Х. Муслимов, Д.В. Булыгин, Р.Р. Ганиев // Георесурсы. - 2008. - № 2. - С. 4-9.

108. Муслимов Р.Х. Роль нанотехнологий в повышении эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии / Р.Х. Муслимов // Актуальные проблемы поздней стадии освоения нефтедобывающих регионов: материалы Междунар. науч.-практ. конф. - Казань: Фэн, 2008.

109. Навроцкий О.К. [и др.]. Сравнительный гидрохимический анализ вод месторождений нефти и газа в пределах крупных геоструктурных элементов / О.К. Навроцкий, А.М. Доценко, М.П. Логинова, Н.Г. Бричиков // Геология, география и глобальная энергия. - 2012. - № 4. - С. 36-44.

110. Назаров А.Д. [и др.]. Гидрогеохимические условия нефтегазоносных районов Томской области / А.Д. Назаров, П.А. Удодов, Н.М. Рассказов, В.Г. Быков // Изв. Том. политехн. ин-та. Инжиниринг георесурсов. - 1975. - Т. 297. - 118-123.

111. Нижегородов В.А. Отечественный и зарубежный опыт применения зарезки боковых стволов с горизонтальным окончанием для совершенствования системы разработки месторождения / В.А. Нижегородов // Научный журнал. -2019. - № 11. - С. 5-7.

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

113. Новиков Д.А. Развитие идей В.И. Вернадского в современной гидрогеохимии / Д.А. Новиков // Вопросы современной науки и практики / Ун-т им. В.И. Вернадского. - 2005. - № 2. - С. 186-196.

114. Носарева С.П. Геохимические особенности поведения лития, рубидия и цезия в подземных водах Башкирского Предуралья / С.П. Носарева // Ежегодник - 1995 / ИГ УНЦ РАН. - Уфа, 1996. - С. 191-193.

115. Носарева С.П. К геохимии стронция в подземных водах Башкирского Предуралья / С.П. Носарева // Ежегодник - 1993 / ИГ УНЦ РАН. - Уфа, 1994. -С.118-119.

116. Нургалиева Н.Г. Соотношения стабильных изотопов углерода и кислорода в карбонатных породах востока Русской плиты / Н.Г. Нургалиева // Учен. зап. Казан. ун-та. Сер.: Естеств. науки. - 2005. - Т. 147, кн. 3. - С. 37-48.

117. ОСТ 41-05-263-86. Воды подземные. Классификация по химическому составу и температуре. - URL: https://www.geokmga.org/bookfiles/geokmga-vodypodzemnye.pdf (дата обращения: 01.12.2024). - Текст: электронный.

118. Патент № RU02323267 Российская Федерация, МПК C22B 3/20(2006.01). Способ извлечения металлов: заявл.: 31.05.2006: опубл. 27.04.2008 / Новиков О.Н., Казакова Ю.В. - 6 с.

119. Патент № RU0002724779 Российская Федерация, МПК C02F 9/00(2006.01). Способ комплексной переработки попутных вод нефтяных месторождений: заявл.: 14.01.2020: опубл. 25.06.2020 / Сахабутдинов Р.З., Губайдулин Ф.Р., Кудряшова Л.В., Гарифуллин Р.М., Звездин Е.Ю., Буслаев Е.С. -15 с.

120. Патент № U02010006 Российская Федерация, МПК C02F 1/24(2006.01). Способ концентрирования и извлечения веществ из растворов: заявл.: 25.10.1989: опубл.: 30.03.1994 / Ивашов В.И. - 17 с.

121. Патент № RU02199492y Российская Федерация, МПК C02F 9/12(2000.01), B01J 7/00(2000.01). Устройство для непрерывной переработки морской воды с выделением из нее обессоленной воды, водорода, кислорода, металлов и других соединений, разделитель ионов для разделения морской воды магнитным полем на обессоленную воду, анолит и католит, отделитель-нейтрализатор для отделения гидратной оболочки от ионов и нейтрализации на них электрических зарядов и генератор водорода: заявл.: 11.01.2000: опубл.: 20.01.2002 / Альянов М.И., Васюта М.М.

122. Пиннекер Е.В. Основные гипотезы формирования состава концентрированных рассолов / Е.В. Пиннекер // Основы гидрогеологии. Гидрогеохимия. - Новосибирск: Наука, 1982. - С. 202-206.

123. Питьева К.Е. Гидрогеохимия: формирование хим. состава подзем. вод / К.Е. Питьева. - М.: Изд-во МГУ, 1978. - 325 с.

124. Полинская Р.Е. Влияние состава закачиваемых вод на вытеснение нефти из продуктивного пласта / Р.Е. Полинская, Н.Е. Стадникова // Нефтепромысловое дело. - 1981. - № 11. - С. 28-31.

125. Попков В.И. Металлоносные рассолы и опресненные воды глубоких горизонтов нефтегазоносных бассейнов / В.И. Попков, В.В. Ларичев, С.А. Медведев // Георесурсы. - 2012. - № 5. - С. 32-36.

126. Попов В.Г. Вероятностно-статистические закономерности распределения микроэлементов в подземных рассолах Предуралья / В.Г. Попов, С.П. Носарева. - Новочеркасск, 1987. - С. 84-86.

127. Попов В.Г. Геохимические особенности и возраст рассолов Волго-Уральского бассейна / В.Г. Попов // Отечественная геология. - 1994. - № 2. - С. 6266.

128. Попов В.Г. Геохимия микроэлементов в рассолах Волго-Уральского осадочного бассейна в связи с особенностями их формирования / В.Г. Попов, С.П. Носарева, В.И. Михайлов // Новые идеи в науках о Земле: материалы VI Междунар. конф. - М., 2003. - Т. 1 - С. 251.

129. Посохов Е.В. Формирование химического состава подземных вод (основные факторы) / Е.В. Посохов. - Л.: Гидрометеоиздат, 1969. - 334 с.

130. Постников А.В. Фундамент восточной части Восточно-Европейской платформы и его влияние на строение и нефтегазоносность осадочного чехла: дис. ... д-ра геол.-минерал. наук: 25.00.12 / А.В. Постников. - М., 2002. - 221 с.

131. Прогноз научно-технологического развития России: 2030 [утв. Правительством РФ 3 января 2014 г.] / под ред. Л.М. Гохберга; М-во образ. и науки РФ, Нац. исслед. ун-т «Высшая школа экономики». - М., 2014. - 244 с.

132. Разработка технологий комплексной переработки и утилизации пластовой воды (анализ существующих технологий подготовки слабоминерализованной пластовой воды для повышения нефтеотдачи пластов и разработка принципиальных технических и технологических решений): науч.-техн. отчет по договору № 13/16 от 29.04.2013 г. с ФГБОУ ВПО «КубГТУ» / КубГУ; рук. Н.Н. Буков; исполн. В.Т. Панюшкин [и др.]. - Краснодар, 2013. - 38 с.

133. Рациональное природопользование: перспективы инновационного развития / М-во образования и науки РФ; Моск. гос. ун-т им. М.В. Ломоносова; Нац. исслед. ун-т «Высшая школа экономики»; Технологич. платформа «Технологии экологического развития»; под ред. Л.М. Гохберга, Н.С. Касимова. -М.: ВАРСОН, 2015. - 128 с.

134. Сабиров А.А. Новые разработки в технике и технологии добычи нефти / А.А. Сабиров // Инженерная практика. - 2017. - № 1/2. - С. 82-91.

135. Савкевич С.С. О возможной связи вторичной пористости выщелачивания с главной фазой нефтеобразования / С.С. Савкевич // Изв. АН СССР. Серия геол. - 1971. - № 6. - С. 70-75.

136. Самтанова Д.Э. Комплексное изучение химического состава пластовых вод нефтяных месторождений Республики Калмыкия / Д.Э. Самтанова // Вестн. СПбГУ. Физика и химия. - 2014. - Т. 1, № 1. - С. 120-125.

137. Сангаджиева Л.Х. Химический состав пластовых вод и их влияние на загрязнение почвы / Л.Х. Сангаджиева, Д.Э. Самтанова // Геология, география и глобальная энергия. - 2013. - № 3. - С. 168-178.

138. Сафаров Н.М. Об изучении процесса образования эмульсий в пласте и возможности их применения для увеличения коэффициента извлечения нефти / Н.М. Сафаров // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 1. - С. 86-89.

139. Сваровская Н.А. Подготовка, транспорт и хранение скважинной продукции: учеб. пособие / Н.А. Сваровская. - Томск: Изд-во ТПУ, 2004. - 268 с.

140. Селецкий Ю.Б. [и др.]. Дейтерий и кислород-18 в подземных водах (масс-спектрометрические исследования) / Ю.Б. Селецкий, В.А. Поляков, А.В. Якубовский, Н.В. Исаев. - М.: Недра, 1973. - 143 с.

141. Славянова Л.В. Микрокомпоненты в подземных водах Прикаспийской впадины и прилегающих к ней районов юго-востока Русской платформы / Л.В. Славянова, М.С. Галицын. - М.: Недра, I970. - 171 с.

142. Соболев С.А. Ноксология. Часть 1. Основы ноксологии: учеб. пособие / С.А. Соболев. - Вологда: ВоГТУ, 2011. - 188 с.

143. Солодов Н.А. Геохимия лития, рубидия и цезия / Н.А. Солодов, Л.С. Балашов, А.А. Кременецкий. - М.: Недра, 1980. - 233 с.

144. Справочник по добыче нефти / под ред. В.В. Андреева. - М.: Недра-бизнесцентр, 2000. - 374 с.

145. Сулин В.А. Воды нефтяных месторождений СССР / В.А. Сулин. - М.; Л.: ОНТИ НКТП СССР, 1935. - 366 с.

146. Сулин В.А. Гидрогеология нефтяных месторождений / В.А. Сулин. -М.; Л.: Гостоптехиздат, 1948. - 480 с.

147. Сунгатуллин Р.Х. Подземные воды нижнекаменноугольных отложений Татарстана в связи с перспективой комплексной разработки месторождений углеводородного сырья / Р.Х. Сунгатуллин, Р.Р. Хасанов // Георесурсы. - 2013. - № 3. - С. 41-43.

148. Сунгатуллин Р.Х. Химический состав подземной и поверхностной гидросфер (на примере Набережно-Челнинской площади) / Р.Х. Сунгатуллин // Учен. зап. Казан. ун-та. Сер.: Естеств. науки. - 2009. - Т. 151, кн. 3. - С. 153-166.

149. Сухарев Г.М. Гидрогеология и воды нефтяных и газовых месторождений / Г.М. Сухарев. - Л.: Гостоптехиздат. Ленингр. отд-ние, 1959. -342 с.

150. Тарасов М.Г. Изотопная диагностика глубокозалегающих опресненных вод артезианских бассейнов/ М.Г. Тарасов // Водные ресурсы. -1982. - №6. - С. 157-162.

151. Токунов В.И. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин / В.И. Токунов, А.З. Саушин. - М.: Недра, 2004. - 711 с.

152. Хакимзянов И.Н. Теория и практика разработки нефтяных месторождений скважинами с горизонтальным окончанием: дис. ... д-ра техн. наук: 25.00.17 / И.Н. Хакимзянов. - Бугульма, 2012. - 388 с.

153. Ханчук А.И. [и др.]. Элементный анализ геологических материалов методом масс-спектрометрии тлеющего разряда / А.И. Ханчук, Г.Г. Сихарулидзе, К.С. Фокин, Ю.А. Карпов // Стандартные образцы. - 2014. - № 3. - С. 3-23.

154. Хисамов Р.С. [и др.]. Гидрогеологические условия нефтяных месторождений Татарстана / Р.С. Хисамов, Н.С. Гатиятуллин, Р.Л. Ибрагимов, В.А. Покровский. - Казань: Фэн, 2009. - 254 с.

155. Хисамов Р.С. [и др.]. Минерально-сырьевая база Республики Татарстан / Р.С. Хисамов, Н.С. Гатятуллин, В.Б. Либерман, И.Е. Шаргородский, Р.Н. Хадиуллина, С.Е. Войтович. - Казань: Фэн, 2006. - 320 с.

156. Ходьков А.Е. Формирование и геологическая роль подземных вод / А.Е. Ходьков, Г.Ю. Валуконис. - Л.: Изд-во ЛГУ, 1968. - 216 с.

157. Хромых Л.Н. Применение углекислого газа в процессах повышения нефтеотдачи пластов / Л.Н. Хромых, А.Т. Литвин, А.В. Никитин. - Текст: электронный // Вестн. Евразийской науки. - 2018. - № 5. - [С. 1-10]. - URL: https://esj.today/PDF/06NZVN518.pdf (дата обращения: 02.12.2024).

158. Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология / И.П. Чоловский, М.М. Иванова, Ю.И. Брагин. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. - 414 с.

159. Шаяпова Р.И. Оценка неоднородности продуктивных пластов верхнего девона Ромашкинского месторождения / Р.И. Шаяпова, А.В. Чибисов, А.Ф. Ахматгалеева // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения: сб. науч. трудов. - Уфа, 2017. - С. 31-39.

160. Шебеста А.А. Исследование процессов взаимодействия подземных вод с горными породами при высоких температурах (в связи с извлечением геотермальной энергии): автореф. дис. ... канд. геол.-минерал. наук: 04.00.06 / А.А. Шебеста. - Л., 1985. - 21 с.

161. Шестаков Ю.Г. Математические методы в геологии / Ю.Г. Шестаков. -Красноярск: Изд-во Краснояр. ун-та, 1988. - 208 с.

162. Якобсон Г.П. Палеогидрогеологические и современные гидрогеологические закономерности формирования и размещения нефтегазоносных месторождений / Г.П. Якобсон. - М.: Недра, 1973. - 268 с.

163. Яковлев С.В. [и др.]. Очистка производственных сточных вод: учеб. пособие для вузов / С.В. Яковлев, Я.А. Карелин, Ю.М. Ласков, Ю.В. Воронов. - М.: Стройиздат, 1985. - 335 с.

164. Яковлев Ю.А. Гидрогеохимические кластеры продуктивных комплексов северо-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / Ю.А. Яковлев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2014. - № 7. - С. 60-64.

165. Яковлев Ю.А. Гидрогеохимические особенности девонского терригенного нефтегазоносного комплекса на территории Среднего Приуралья / Ю.А. Яковлев, Е.Е. Кожевникова, С.Е. Башкова. - DOI 10.31087/0016-7894-2022-619-27 // Геология нефти и газа. - 2022. - № 6. - С. 19-27.

166. Antonov G.P. Regulation of the process of waterflooding of oil deposits in OAO TATNEFT / G.P. Antonov, M.A. Abramov, P.N. Kubarev // Production and technical oil and gas journal «Engineering Practice». - 2015. - № 5.

167. Awadh S.M. Hydrochemistry as a tool for interpreting brine origin and chemical equilibrium in oilfields: Zubair reservoir southern Iraq case study / S.M. Awadh, R. Muhanad Al-Auweidy, A. Abdullah Al-Yaseri // Applied Water Science. - 2019. -Vol. 9, № 3. - Art. 65.

168. Awadh S.M. Salinity mapping model and brine chemistry of Mishrif reservoir in Basrah oilfields, Southern Iraq / S.M. Awadh, H.S. Al-Mimar, A.A. Al-Yaseri // Arabian Journal of Geosciences. - 2018. - Vol. 11, № 18. - [Р. 1-12].

169. Bo Ren [et al.]. Monitoring on CO2 migration in a tight oil reservoir during CCS-EOR in Jilin Oilfield China / Bo Ren, Shaoran Ren, Liang Zhang, Guoli Chen, Hua Zhang. - DOI 10.1016/j.energy.2016.01.028.2 // Energy. - 2016. - Vol. 98. - Р. 108121.

170. Borzenko S.V. Main formation conditions of soda-type groundwater: A case study from south-eastern Transbaikal region (Russia) / S.V. Borzenko, V.V. Drebot, I.A. Fedorov // Applied Geochemistry. - 2020. - Vol. 123, № 1. - Art. 104763.

171. Boschetti Т. [et al.]. Chemical and isotope composition of the oilfield brines from Mishrif Formation (southern Iraq): Diagenesis and geothermometry / Т. Boschetti, S.M. Awadh, H.S. AlMimar [et al.] // Marine and Petroleum Geology. - 2020. - Vol. 122.

- Art. 104637.

172. Craig H. Isotopic variations in meteoric waters / H. Craig // Science / USA.

- 1961. - Vol. 133. - Р. 1702-1703.

173. de Figueredo K.S.L. [et al.]. Study of produced water using hydrochemistry and multivariate statistics in different production zones of mature fields in the Potiguar Basin / K.S.L. de Figueredo, C.A. Martinez-Huitle, A.B. R. Teixeira [et al.] // Brazil Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2014. - Vol. 116. - Р. 109-114.

174. Device and method for extracting lithium from seawater through multistage concentration and electrolysis: CN114014416. Yang Yusen, Li Weidong, Ren Libing. 08.02.2022.

175. Engle M.A. [et al.]. Geochemistry of formation waters from the Wolfcamp and "Cline" shales: Insights into brine origin, reservoir connectivity, and fluid flow in the Permian Basin, USA / M.A. Engle, F.R. Reyes, M.S. Varonka [et al.] // Chemical Geology. - 2016. - Vol. 425. - Р. 76-92.

176. Harbert W. [et al.]. CO2 induced changes in Mount Simon sandstone: Understanding links to post CO2 injection monitoring, seismicity, and reservoir integrity / W. Harbert, A. Goodman, R. Spaulding [et al.]. - DOI 10.1016/j.ijggc.2020.103109 // International Journal of Greenhouse Gas Control. - 2020. - Vol. 100. - Р. 103-109.

177. Hoefs J. Stable isotope geochemistry / J. Hoefs. - 8th ed. -Berlin/Heidelberg, Germany: Springer, 2018. - 286 р.

178. Hoffmann А.А. The geochemistry of produced waters from the Tuscaloosa Marine Shale, USA / А.А. Hoffmann, D.M. Borrok // Applied Geochemistry. - 2020. -Vol. 116, № 6. - Art. 04568.

179. Hovorka S.D. [et al.]. Measuring permanence of CO2 storage in saline formations: The Frio experiment / S.D. Hovorka, S.M. Benson, C. Doughty [et al.]. -DOI 10.1306/eg.11210505011 // Environmental Geosciences. - 2006. - Vol. 13, № 2. -P. 105-121.

180. Hwang R.J. Effect of CO2 flood on geochemistry of McElroy oil / R.J. Hwang, J. Ortiz. - DOI 10.1016/S0146-6380(98)00057-6 // Organic Geochemistry.

- 1998. - Vol. 29. - P. 485-503.

181. Gardiner J. [et al.]. Utilization of produced water baseline as a groundwater monitoring tool at a CO2-EOR site in the Permian Basin, Texas, USA / J. Gardiner, R.B. Thomas, T.T. Phan [et al.]. - DOI 10.1016/j.apgeochem.2020.104688.4 // Applied Geochemistry. - 2020. - Vol. 121, № 5. - Art. 104688.

182. Koskov B.V. The problem of studying the hydrodynamic connectivity of geological bodies and methods for its solution Bulletin of the Perm University / B.V. Koskov, V.N. Koskov, Yu.V. Shurubor // Geology. - 2011. - № 4. - P. 90-95.

183. Kudryashova D.A. Use of probabilistic and statistical methods for determination of the sources of water flow in candidate wells for water shut-off works (on example of the Visean reservoir of the Perm region field) / D.A. Kudryashova // Bulletin of PNRPU. Geology. Oil & gas engineering & mining. - 2018. - Vol. 17, № 1.

- P. 26-36.

184. Lager A. [et al.]. Low salinity oil recovery - an experimental investigation /

A. Lager, K.J. Webb, C.J.J. Black, M. Singleton, K.S. Sorbie // Petrophysics - The SPWLA Journal of Formation Evaluation and Reservoir Description. - 2008. - Vol. 49, № 1. - [P. 1-12].

185. Liu G. Novel approaches for lithium extraction from salt-lake brines: A review / G. Liu, Z. Zhao, A. Ghahreman // Hydrometallurgy. - 2019. - Vol. 187, № 53.

- P. 81-100.

186. Lüders V. [et al.]. Chemistry and isotopic composition of Rotliegend and Upper Carboniferous formation waters from the North German Basin / V. Lüders,

B. Plessen, R.L. Romer [et al.] // Archiv for Pharmaci Og Chemi. - 2006. - Vol. 276, № 3/4. - P. 198-208.

187. Mamonov A. EOR by Smart water flooding in sandstone reservoirs - effect of sandstone mineralogy on initial wetting and oil recovery (Russian) / A. Mamonov, T. Puntervold, S. Strand // SPE Russian Petroleum Technology Conference. - Moscow, Russia, 2017. - [P. 1-21].

188. McMahon P.B. [et al.]. Regional patterns in the geochemistry of oil-field water, southern San Joaquin Valley, California, USA / P.B. McMahon, J.T. Kulongoski, A. Vengosh [et al.]. - DOI 10.1016/j.apgeochem.2018.09.015 // Applied Geochemistry. - 2018. - Vol. 98. - P. 127-140.

189. Method for extracting and separating lithium and alkaline earth metal from Salt Lake brine with high sodium-lithium ratio: CN113981243. Zhang Licheng, Li Lijuan, Li Jinfeng, Shi Dong, Song Fugen, Peng Xiaowu, Ji Lianmin, Song Xuexue, Zhang Yuze, Nie Feng, Wang Xingfang, Zeng Zhongmin. 28.01.2022.

190. Morrow N. Improved oil recovery by low-salinity waterflooding / N. Morrow, J. Buckley // Journal of Petroleum Technology. - 2011. - Vol. 63, № 5. -P. 106-113.

191. Muther T. [et al.]. Unconventional hydrocarbon resources: geological statistics, petrophysical characterization, and field development strategies / T. Muther, T. Shevalier, H.A. Qureshi [et al.]. - DOI 10.1007/s13202-021-01404-x // J. Petrol. Explor. Prod. Technol. - 2022. - Vol. 12, № 31. - P. 1463-1488.

192. Na Zhang. Statistical and analytical review of worldwide CO2 immiscible field applications / Na Zhang, Mingzhen Wei, Baojun Bai. - DOI 10.1016/j.fuel.2018.01.140 // Fuel. - 2018. - Vol. 220. - P. 89-100.

193. Nanofiltration membrane for extracting lithium from salt lake and preparation method of nanofiltration membrane: CN113769593. Li Li, Cheng Haitao, Zheng Zhouhua, Xie Jianxin. 10.12.2021.

194. Neff J.M. Produced water: Overview of composition, fates, and effects / J.M. Neff, K. Lee, E. M. DeBlois. - DOI 10.1007/978-1-4614-0046-2_1 // Produced Water. - New York: Springer, 2011. - P. 3-54.

195. Owen J. Insights from mixing calculations and geochemical modeling of Montney Formation post hydraulic fracturing flowback water chemistry / J. Owen,

R.M. Bustin, A.M.M. Bustin // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2020. -Vol. 195, № 2. - Art. 107589.

196. Philp R.P. Applications of stable isotopes in hydrocarbon exploration and environmental forensics / R.P. Philp, G.L. Monaco // Advances in Isotope Geochemistry.

- Berlin/Heidelberg, Germany: Springer, 2011. - P. 639-677.

197. Rezaeidoust A. [et al.]. Smart water as wettability modifier in carbonate and sandstone: A discussion of similarities/differences in the chemical mechanisms /

A. Rezaeidoust, T. Puntervold, S. Strand, T. Austad. - DOI 10.1021/ef900185q // Energy & Fuels. - 2009. - Vol. 23, № 9. - P. 4479-4485.

198. Saeko Mito. Case study of geochemical reactions at the Nagaoka CO2 injection site, Japan / Saeko Mito, Ziqiu Xue, Takashi Ohsumi. - DOI https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2008.04.007 9 // International Journal of Greenhouse Gas Control. - 2008. - Vol. 2, № 3. - P. 309-318.

199. Saifutdinov M.A. [et al.]. Studies of the hydrodynamic connection presence between the terrigenous Bobrikovian and carbonate Tournaisian objects on the basis of the geological-technological model of the site of the field / M.A. Saifutdinov, I.N. Khakimzyanov, V.N. Petrov [et al.] // Georesursy = Georesources. - 2018. - № 20.

- P. 2-8.

200. Samigullin V.Kh. [et al.]. Restoration of idle and marginal wells by drilling additional shafts / V.Kh. Samigullin, R.M. Gilyazov, T.N. Valuiskova [et al.] // Oil industry. - 2007. - № 11. - P. 13-14.

201. Shevalier M. [et al.]. Brine geochemistry changes induced by CO2 injection observed over a 10 year period in the Weyburn oil field / M. Shevalier, M. Nightingale,

B. Mayer [et al.] // International Journal of Greenhouse Gas Control. - 2013. - Vol. 16.

- P. S160-S176.

202. Shipaeva M.S. [et al.]. Improving efficiency of oil recovery and finding a source of watering in multi-zone deposits by geochemical methods of research / M.S. Shipaeva, I.A. Nuriev, N.V. Evseev [et al.] // Georesursy = Georesources. - 2020.

- № 22. - P. 93-97.

203. System and process for extracting lithium from salt lake brine: CN114105173. Zhou Haiming, Deng Lei, Chen Zhigang. 01.03.2022.

204. U.S. Geological Survey. Mineral Commodity Summaries (U.S. Geological Survey, 2023). - URL: https://pubs.usgs.gov/periodicals/mcs2023/mcs2023.pdf (accessed: 02.12.2024). - Text: electronic.

205. Urey H.C. The thermodynamic properties of isotopic substances / H.C. Urey // Journal of the Chemical Society. - 1947. - Vol. 1. - P. 562-581.

206. Valyashko M.G. The main issues of the geochemistry of natural waters and the work of the laboratory of experimental geochemistry of Moscow State University / M.G. Valyashko // Regularities of the formation of the chemical composition of natural waters. - M.: Publishing house of Moscow State University, 1981. - P. 4-31.

207. Vikstrom H. Lithium availability and future production outlooks / H. Vikstrom, S. Davidsson, M. Hook // Appl. Energy. - 2013. - Vol. 110, № 1. - P. 252266.

208. Xiaocan Yu. [et al.]. Origin of geothermal waters from the Upper Cretaceous to Lower Eocene strata of the Jiangling Basin, South China: Constraints by multi-isotopic tracers and water-rock interactions / XiaocanYu, Chenglin Liu, Chunlian Wang [et al.] // Applied Geochemistry. - 2021. - Vol. 124. - Art. 104810.

209. Xiaoshun Cuia [et al.]. Impact of water-rock interactions on indicators of hydraulic fracturing flowback fluids produced from the Jurassic shale of Qaidam Basin, NW China / Xiaoshun Cuia, Zhaoxian Zhenga, Hongda Zhang [et al.] // J. Hydrol. - 2020. - Vol. 590. - Art. 125541.

210. Xumei Mao [et al.]. The mechanism of high-salinity thermal groundwater in Xinzhou geothermal field, South China: Insight from water chemistry and stable isotopes / Xumei Mao, Dongbo Zhu, Innocent Ndikubwimana [et al.] // Journal of Hydrology. -2021. - Vol. 593, № 3/4. - Art. 125889.

СПИСОК ИЛЛЮСТРАТИВНОГО МАТЕРИАЛА И ТАБЛИЦ

Иллюстрации

Рисунок 1 - Стадии разработки нефтяных месторождений

Рисунок 2 - Прорыв воды в системе нагнетательная-добывающая скважины

Рисунок 3 - Пластовые воды по М.А. Жданову [Жданов, Гришин, Гординский,

1966]

Рисунок 4 - Типы вод в цикле нефтедобычи Рисунок 5 - Изменение pH среды

Рисунок 6 - Связь рубидия, лития и цезия с минерализацией рассолов:

Рисунок 7 - Пример типичных изменений микроэлементного состава нефтей в

области водонефтяного контакта [Лосицкая и др., 1987]

Рисунок 8 - Изотопный состав атмосферных осадков и подземных вод зоны активного водообмена (I) и термальных вод (II) [Крайнов и др., 2004] Рисунок 9 - Связь 5D и 5 18О в погребенных, талассогенных и «формационных» водах, древних льдах и водах нефтяных и газовых месторождений различных областей мира по Н.Н. Зыкину [Зыкин, 2012]

Рисунок 10 - Вариации изотопного состава водорода в природных объектах [Зыкин, 2012]

Рисунок 11 - Классификация причин обводнения продукции добывающих скважин Рисунок 12 - Вода, участвующая в обводнении добываемой продукции [Меркулова, Гинзбург, 1986; Булгаков и др., 1976]

Рисунок 13 - Сравнение концентраций до и после закачки СО2 [Shevalier et al., 2013] Рисунок 14 - Диаграммы изменения геохимических показателей свиты Сан- Андрес с 1950 по 2018 год. Измеряемые переменные включают: a - щелочность, b- TDS, c - Na, d - Cl, e - SO4 , f - pH, g - Ca, h - Mg [Gardiner et al., 2020] Рисунок 15 - Мониторинг геохимии нефти после закачки СО2: а) резкое снижение содержания асфальтенов с момента закачки СО2 б) карта изменения количества асфальтенов, показывающая продвижение СО2 на северо-восток [Hwang, Ortiz, 1998]

Рисунок 16 - Образец керна после закачки CO2: а) образец, извлеченный из

контрольной скважины, Ь) керн после пребывания в пластовых условиях в течение 1 месяца (образование вертикальной трещины), с) поперечное сечение и компьютерная томография, выявляющая образовавшийся разлом, d) результаты воздействия на породу

Рисунок 17 - Химико-аналитические исследования пластовой воды, средние параметры. Ромашкинское месторождение

Рисунок 18 - Схематическая карта пьезометрической поверхности средневерхнедевонского водоносного комплекса Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна [Якобсон, 1973]

Рисунок 19 - Схематическая карта изменения натрий-хлорного коэффициента рассолов в терригенной толще верхнего девона Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна [Кротова, 1956] Рисунок 20 - Сводный геолого-гидрохимический разрез

Рисунок 21 - Тектоническая схема палеозойского структурного этажа Волго-Уральского региона по А.В. Постникову [Постников, 2002]

Рисунок 22 - Обзорная карта рельефа поверхности кристаллического фундамента территории Татарстана [Войтович, Гатиятуллин, 2008]

Рисунок 23 - Взаимосвязь величин 5D и 5180 природных вод Предкавказья [Тарасов, 1982]

Рисунок 24 - Изотопный состав пластовых вод

Рисунок 25 - Результаты изотопных исследований попутно добываемой воды Рисунок 26 - Зависимость 5D и 5180от возраста отложений Рисунок 27 - Изотопный состав воды эталонных образцов

Рисунок 28 - Геохронологическая шкала геологических эпох и древних оледенений [Соболев, 2011]

Рисунок 29 - Содержание в пластовой воде щелочных металлов: Li, Rb, Cs, ррЬ Рисунок 30 - Содержание в пластовой воде: Мп, Fe, Sr, ррЬ Рисунок 31 - Зависимость содержания Li от Mg Рисунок 32 - Зависимость содержания Li от Rb

Рисунок 33 - Зависимость содержания Sr от Mg (синий круг - Матросовское

месторождение, воробъевский горизонт) Рисунок 34 - Зависимость содержания марганца (Мп) от 5D Рисунок 35 - Зависимость содержания цезия (Cs) от 5D Рисунок 36 - Последовательность работ

Рисунок 37 - Скважины для исследований: скв.1 и скв.2 - опорные добывающие

скважины; скв.3 - добывающая скважина с работой общим фильтром на 2 пласта;

скв.4 - нагнетательная скважина; 1 и 2 - номер объекта разработки

Рисунок 38 - Схема заполнения емкости для отбора пробы жидкости

Рисунок 39 - Фильтрация образцов

Рисунок 40 - Блок-схема хода работ

Рисунок 41 - Результаты расчета вклада каждого пласта в модельной смеси Рисунок 42 - Особенности изотопного состава пластовых вод залежей №№5, 8, 221, 224,297 Ромашкинского месторождения

Рисунок 43 - Маркерный состав воды по зотопному составу с опорных скважин

Залежей №№5, 8, 221, 224,297 Ромашкинского месторождения

Рисунок 44 - Содержание марганца в опорных скважинах

Рисунок 45 - Изотопное число (5D %о) в пробах опорных скважин

Рисунок 46 - Динамика добычи жидкости по скважине №6526

Рисунок 47 - Динамика обводненности по скважине №6526

Рисунок 48 - Типы воды для закачки в пласт: а) изотопный состав, б) график изотопного состава

Рисунок 49 - Участок №1: а) карта участка с Кв., установленном по промысловым данным, б) роза-диаграмма распределения основных элементов и содержание маркера М4 в качестве примера

Рисунок 50 - Участок №2: а) карта участка, б) роза-диаграмма распределения основных элементов и содержание маркера М4

Рисунок 51 - Изменение изотопного состава пластовых вод: а) график б) карта распространения

Рисунок 52 - Схема проведенных работ по скважине

Рисунок 53 - Результаты исследования геохимического состава воды

Рисунок 54 - Сравнение результатов ГИС и геохимических исследований (ГИ) Рисунок 55 - Участок закачки трассера в скважину №953

Рисунок 56 - Результаты расчета коэффициента влияния нагнетаемой воды на обводненность продукции добывающих скважин на основе данных геохимии (Квл) и его сопоставление с трассерными исследованиями на карте Рисунок 57 - Результаты расчета коэффициента влияния нагнетаемой воды (Квл) на обводненность продукции добывающих скважин на основе данных геохимии и его сопоставление с трассерными исследованиями в виде графика

Таблицы

Таблица 1 - Генетические типы природных вод по В.А. Сулину [Сулин, 1948] Таблица 2 - Соотношение компонентов в основных генетических типах подземных вод и океанической воде [Киреева, 2016]

Таблица 3 - Характеристики вод различных ярусов и отложений в соответствии с исследованиями В.А. Сулина [Сулин, 1948]

Таблица 4 - Характеристика гидрогеологических комплексов Республики Татарстан, рассмотренных в работе

Таблица 5 - Рекомендуемые минимальные промышленные концентрации попутных компонентов

Таблица 6 - Необходимые параметры работы скважин при оценке ВПП (шаблон)

Таблица 7 - Параметры работы скважин при выявлении негерметичности (шаблон)

Таблица 8 - Приборы для замеров изотопного и элементного состава

Таблица 9 - Изотопный состав проб воды, отобранных из добывающих скважины

залежей №№5, 8, 221, 224,297 Ромашкинского месторождения

Таблица 10 - Доли обводненности турнейских и бобриковских вод в общей

обводненности продукции скважин. Ромашкинское месторождение

Таблица 11 - Отличительные особенности состава вод

Таблица 12 - Распределение добычи воды по пластам геохимическим методом Таблица 13 - Состав нагнетаемой и добываемой воды по участку №1 Таблица 14 - Состав нагнетаемой и добываемой воды по участку №2

Таблица 15 - Доля нагнетаемой воды в общей обводненности продукции добывающих скважин

Таблица 16 - Сравнение результатов определения источника воды в добывающих скважинах