Палеогидрогеологические и палеогеотермические реконструкции восточной части Предкавказья на основе термобарогеохимических исследований тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 04.00.06, кандидат геолого-минералогических наук Белгурш Абдельжалал

• Белгурш Абдельжалал
• кандидат геолого-минералогических наук
• 1999

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Белгурш Абдельжалал

Содержание

Стр.

Введение

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ТЕРРИТОРИИ ДАГЕСТАНА

1.1 .Литолого-стратиграфическая характеристика

1.2. Тектоника

2. ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЦЕССОВ ГЕНЕЗИСА И ФОРМИРОВАНИЯ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА ПОДЗЕМНЫХ ВОД ТЕРРИТОРИИ ДАГЕСТАНА

2.1. Выбор оптимального комплекса исследований

2.2. Гидрогеохимический анализ состава подземных вод территории Дагестана

2.2.1. Водоносный комплекс верхнемеловых отложений

2.2.2. Водоносный комплекс среднеюрских отложений

2.3. Гидрогеохимические особенности отдельных компонентов

3. ХАРАКТЕРИСТИКА ФЛЮИДНЫХ ВКЛЮЧЕНИЙ В МИНЕРАЛАХ ОСАДОЧНЫХ ПОРОД И ВОЗМОЖНОСТИ ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ДЛЯ ПАЛЕОГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ РЕКОНСТРУКЦИЙ

3.1. Основные направления и методы исследования флюидных включений (ФВ) в осадочных породах

3.2. Методы и приборы , использованные для реконструкции

условий палеосреды

3.2.1. Вакуумная декриптометрия систем

"минерал-флюид"

3.2.1.1. Подготовка проб к анализу

3.2.1.2. Обработка данных вакуумной декриптометрии

3.2.2. Определение вещественного состава включений

3.2.3. Оптико-политермические методы исследований ФВ

3.2.4. Методика определения максимальных палеотемператур

3.2.5. Определение газового состава ФВ

3.2.5.1. Практические методы газово-адсорбционной хроматографии

3.2.5.2. Подготовка проб к анализу

4. ХАРАКТЕРИСТИКА СОВРЕМЕННЫХ, ПАЛЕОГИДРО-ГЕОХИМИЧЕСКИХ, И ГЕОТЕРМИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ДАГЕСТАНА НА ОСНОВЕ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ФВ

4.1. Палеотермическая характеристика на основе методов гомогенизации и декриптации

4.2. Современный и палеотепловой поток

Предгорного Дагестана

4.3. Особенности газового состава палеовод

4.4. Палеогидрогеохимическая реконструкция для решения вопросов формирования подземных вод

5. ОБЩИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ДИНАМОКАТАГЕНЕ-ТИЧЕСКОЙ ПРЕОБРАЗОВАННОСТИ МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ТЕРРИТОРИИ ДАГЕСТАНА

5.1. Методики количественной оценки динамокатагене-тического фактора

5.2. Сопоставление палео- и современной гидродинамической напряженности восточной части Терско-Каспийского прогиба (ТКП)

6. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТЕРМОБАРОГЕОГИМИЧЕСКИХ, ДИНАМОКАТАГЕНЕТИЧЕСКИХ И ПАЛЕОГИДРОГЕОХИМИ-ЧЕСКИХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ДЛЯ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ТЕРРИТОРИИ ДАГЕСТАНА

Заключение

Литература

Приложения

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Палеогидрогеологические и палеогеотермические реконструкции восточной части Предкавказья на основе термобарогеохимических исследований»

Введение

Палеогидрогеологические и палеогеотермические исследования к настоящему времени зарекомендовали себя как надежные методы изучения осадочных бассейнов. Их теоретическое и практическое использование имеет существенное значение при освоении недр и, в частности, при изучении нефтегазоносных бассейнов. Восточное Предкавказье - важный нефтегазодобывающий район. Большая часть запасов углеводородов сосредоточена в мезозойских отложениях, с ними же связываются основные перспективы открытия новых залежей нефти и газа. Тесная взаимосвязь углеводородов и пластовых вод обусловливает необходимость гидрогеологических исследований при решении многих проблем нефтегазоносности бассейна. Их решение требует привлечения максимально возможной гидрогеологической информации и изучения геологических процессов и явлений в их историческом развитии. В этом плане сведения о палеогидрогеохимическом и палеогео-термическом режиме комплексов пород восточной части Терско-Каспийского прогиба (ТКП) помогают целенаправленно вести разведку и разработку месторождений различных типов.

С целью реконструкции палеогидрогеологических и палеогеотермиче-ских условий мезозойских отложений Восточного Предкавказья использованы хорошо себя зарекомендовавшие и апробированные методы, основанные на информации, полученной при изучении газово-жидких включений. Постановка настоящих исследований является актуальной и своевременной, поскольку несет генетическую информацию о происходящих в недрах процессах преобразования пород, вод углеводородов изучаемого района.

Целью диссертационной работы является реконструкция палеогео-термических, палеогидрогеологических и динамокатагенетических условий формирования и преобразования мезозойских комплексов различных тектонических зон восточной части ТКП.

Исходя из поставленной перед автором цели, задачи могут быть сформулированы следующим образом:

1. Эмпирическое подтверждение применимости термобарогеохимиче-ского (ТРХ) метода исследования осадочных пород с целью палеогеотерми-ческих и палеогидрогеологических реконструкций.

2. Выбор и обоснование оптимального и достоверного комплекса исследований для реконструкции палеогидрогеологических условий осадочных отложений в период максимальных термобарических напряжений.

3. Реконструкция палеогеотермических и палеогидрогеологических условий формирования мезозойских отложений восточной части ТКП.

4. Сопоставление палео- и современной гидрогеологической обстановки с целью установления закономерностей формирования подземных вод мезозойских отложений восточной части ТКП.

Для решения этих задач был выполнен ряд работ, в который вошли: анализ существующих методик палеогидрогеохимических и палеогеотермических реконструкций, а также методов, используемых для изучения флюидных микровакуолей; визуальные исследования путем оптического изучения шлифов и микрообъектов разнообразных морфологических типов в минералах и породах. Большое внимание было уделено определению ионно-солевого и газового состава палеовод, а также установлению максимальных палеотемператур, испытываемых разновозрастными комплексами пород и гидротермальными минералами. При выполнении работы использовались следующие приборы: вакуумный декриптометр, хроматограф, поляризационный микроскоп, дериватограф, микротермокамера.

Основой диссертационной работы послужили собственные, главным образом экспериментальные материалы автора, полученные за время учебы в магистратуре и аспирантуре на кафедре гидрогеологии, инженерной и нефтегазовой геологии Ростовского государственного университета.

В процессе проведения исследований был собран большой материал по геологическому строению территории, петрографическим особенностям пород, химизму подземных вод и органическому веществу мезозойских от-

ложений изучаемого района. Для достижения поставленных задач различным видам анализов были подвергнуты более 150 образцов мезозойских отложений восточной части ТКП, охватывающие разрез от миоцена до триаса, включая зоны различной тектонической активности. Вакуумнодекрип-тометрические определения и гомогенизация включений производились в Лаборатории термобарогеохимии осадочных отложений РГУ. Экспериментальные исследования по определению химического состава вытяжек из включений и термометрия осадочных пород и минералов производились в аналитической лаборатории геолого-географического факультета РГУ. Построения и выводы, представленные в работе, основываются на 120 вак у-умнодекриптометрических определениях (по части из них - с применением хроматографической приставки, 43 оценках температур методом гомогенизации, 38 дериватографических анализах, 78 водных вытяжек для проведения шестикомпонентного анализа ионно-солевого состава палеовод, 47 описаниях шлифов. Для контроля полученных результатов часть определений была выполнена в термобарогеохимических лабораториях НИИФОХ РГУ и ВИМС РАН.

При проведении исследований были изучены воды флюидных включений в осадочных горных породах, определены палеотемпературы, прослежены изменения их с возрастом комплексов, составлена схематическая карта максимальных палеотемператур для верхнемеловых отложений восточной части ТКП. Построены зависимости изменения компонентного состава вод включений от общей минерализации, а также палеогидрогеохими-ческий разрез мезозойских отложений Предгорного Дагестана. Установлены основные факторы, способствующие формированию подземных вод; на основе анализа новых данных о составе вод включений и условий их "консервации", выявлена роль температурного фактора при преобразовании подземных вод. С использованием хроматографической приставки к вакуумному декриптометру был определен газовый состав включений; произведены петрографические исследования осадочных пород и минералов.

Применение указанных методов позволило восстановить палеогидро-геохимические и палеогеотермические условия формирования подземных вод восточной части ТКП. Для установления гидрогеологической обстановки района нами составлены карты распределения приведенных напоров, минерализации и Na-С/ отношения верхнемеловых отложений. Впервые предпринята попытка сопоставления палео- и современной динамической напряженности мезозойских отложений восточной части ТКП на основе изучения коэффициента аномальности, условного показателя динамоката-генеза и показателя динамокатагенетической активности. Полученные результаты имеют большое практическое значение, т. к. отражают условия формирования и размещения залежей нефти и газа.

В первых главах приводятся краткие сведения о геологическом строении, истории развития мезозойских отложений, гидрогеологических особенностях изучаемой территории. Большой вклад в развитие этих представлений внесли И.О. Брод, М.С. Бурштар, В.Н. Волков, В.П. Ильченко, Б.Ф. Крымов, А.И.Летавин, Е.Е. Милановский, Д.А. Мирзоев, A.M. Никаноров,

A.Н. Резников, М.Н. Смирнова, К.О. Соборнов, Б.А. Соколов, Э.С. Сиани-сян, В.А. Станулис, Ю.А. Стерленко, Г.М. Сухарев, М.Г. Тарасов, В.Е. Ха-ин, В.Н. Холодов, Л.Н. Шалаев, Г.А. Шарафутдинов и другие.

Третья глава посвящена методике исследования флюидосодержащих включений в породах и минералах для реконструкции палеоусловий мезозойских отложений восточной части ТКП. Методические основы применения вакуумно-декриптометрического метода были разработаны

B.Н.Труфановым, Ю.Г.Майским, А.Т.Ушаком, С.А.Куршевым и успешно продолжены в области изучения осадочных пород А.М.Никаноровым и Э.С.Сианисяном. Методами термобарогеохимии были определены максимальные палеотемпературы и газовый состав разновозрастных осадочных образований. Прозрачные минералы, содержащие достаточно крупные включения, исследовались методом гомогенизации, а для непрозрачных образцов был применен декриптометрический метод. Термобарогеохимиче-ские исследования предваряли петрографические анализы. Ионно-солевой

состав включений, отражающий состав палеовод, определялся путем водных вытяжек по общепринятой методике.

В четвертой главе приведены результаты экспериментального определения температур образования и минерального состава газово-жидких включений. Прослежено изменение их по разрезу и выявлен ряд закономерностей, отвечающих условиям захвата содержимого вакуолей. Установленные зависимости изменения химического состава включений от глубины залегания и общей минерализации комплекса, сравнение этих зависимостей с пластовыми водами убедительно показало, что растворы вакуолей являются реликтами древних пластовых вод. Это позволило использовать результаты исследования флюидных включений для палеогеотермических и палеогид-рогеохимических реконструкций.

В пятой главе отражены общие закономерности динамокатагенетиче-ской преобразованности мезозойских отложений территории Дагестана. Теоретическая основа использования критериев оценки динамокатагенети-ческих факторов базируется на работах Г.И.Амурского и Н.Н.Соловьева, Б.А.Соколова и О.В.Япаскурта, А.Н.Резникова, Э.С.Сианисяна.

В шестой главе дается обзор геологического строения и перспективы использования термобарогеохимических и динамокатагенетических методов исследований при оценке нефтегазоносности недр на территории Марокко.

Работа выполнена под общим руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора Э.С.Сианисяна. Значительная помощь была оказана автору со стороны сотрудников кафедры гидрогеологии, инженерной и нефтегазовой геологии РГУ. Одобрения в выборе направления исследований и полезные рекомендации были высказаны при консультации с докторами геолого-минералогических наук, профессорами Ф.П.Мельниковым, О.В.Япаскуртом, А.Н.Резниковым, Б.А.Соколовым. Всем перечисленным лицам автор выражает глубокую и искреннюю благодарность.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ТЕРРИТОРИИ ДАГЕСТАНА

1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика

Изучению геологии Восточного Предкавказья и Восточного Кавказа посвящены работы многих исследователей. Особый вклад принадлежит Н.И.Андрусову, И.О.Броду, М.С.Бурштару, Г.Д.Буторину, Н.Б.Вассоевичу, В.Д.Голубятникову, М.О.Джабраилову, С.И.Дотдуеву, Н.А.Еременко, Н.В.Короновскому, Н.А.Крылову, А.И.Летавину, Д.А.Мирзоеву, Д.В.Несмянову, Л.В.Паниной, В.М.Пирбудагову, В.П.Ренгартену, Л.А.Ройтману, П.Г.Романову, М.Н.Смирновой, Б.А.Соколову, Ю.А.Стерленко, Ю.П.Смирнову, Н.Ю.Успенской, В.Е.Хаину, Н.С.Шатскому, Ф.Г.Шарафутдинову и многим другим .

Основные этапы геологического изучения рассматриваемого района базировались на признании примата вертикальных движений земной коры и, как следствие этого, предполагалось подобное строение отдельных складчатых зон, сложенных мезо-кайнозойскими отложениями. Однако, открытие в 70-х годах в северной части Предгорного Дагестана Махачкала-Таркинского и Шамхалбулакского месторождений позволило выявить резкое несоответствие структурных планов по мезозойским и кайнозойским комплексам. Было также установлено, что многочисленные геолого-геофизические данные фиксируют наличие различных складок СевероВосточного Кавказа. Это позволило ряду исследователей (Б.А.Соколов, Д.А.Мирзоев, Ф.Д.Шарафутдинов, К.О.Соборнов и др.) выдвинуть в качестве основополагающей концепции гипотезу о покровно-надвиговой природе Дагестанского клина. При этом Восточная часть Предкавказья и территория Дагестана выбрана нами в качестве объекта исследования и как один из наиболее изученных в геологическом отношении нефтегазоносных районов страны.

Территория Дагестана занимает восточную часть Северного Кавказа и Предкавказья, в нефтегеологическом отношении входит в состав Средне-Каспийского нефтегазоносного бассейна.

В Терско-Каспийскую нефтегазоносную область входит нефтегазоносный район Предгорного Дагестана, в пределах которого установлена промышленная нефтегазоносность в палеогеновых, верхнемеловых, нижнемеловых и верхнеюрских отложениях [55,92] на 15 месторождениях.

Нефтегазоносные месторождения и перспективные площади Предгорного Дагестана сконцентрированы в южной части республики: Буйнаксом, Ленинском, Табасаранском административных районах Дагестана [55].

Месторождения расположены как в предгорьях, так и в Прикаспийской низменности в пределах аккумулятивных долин рек Сулак, Самура и др., а также в зоне подводного берегового склона Каспийского моря.

Выяснение геологического строения и нефтегазоносности области Предгорного Дагестана на всех этапах изучения было затруднено ввиду сложных сейсмогеологических условий проведения работ, а также большой глубины погружения основной структуро-формирующей поверхности кровли мезозойских отложений. Начало планомерного изучения приходится на конец 70-х годов и связано с применением более эффективных методов сейсморазведки, на базе которой в значительном объеме проведены региональные геолого-геофизические исследования. В результате представилось возможным изучить геологическое строение глубокозалегающих мезозойских отложений и расширить стратиграфический диапазон промышленной нефтегазоносности [23].

Исследования последних лет позволяют положительно оценивать нефтегазоносность моноклинальных и депрессионных зон, ранее относимых к бесперспективным.

В условиях проявления мощного тангенциального сжатия в эпоху альпийского тектогенеза в этих зонах формировались горсгообразные приподнятые блоки фундамента, влиявшие на структуры осадочного чехла. Тангенциальные тектонические напряжения обусловили смещение отдель-

ных выступов фундамента, привели к срывам и подвиганию мощных пластин к северу в пределах южного борта прогиба. Отмеченные перемещения зафиксированы на временных региональных палеопрофилях, на которых в пределах южного борта ТКП выделяется крупный выступ фундамента высотой до 2 км, контролировавший процесс осадконакопления в пермо-триасовом и юрском бассейнах.

Длительная история изучения геологии региона не позволила решить всех проблем, а в некоторых направлениях были поставлены новые, не менее сложные вопросы. Прежде всего это относится к пониманию сложных процессов формирования современного глубинного строения, особенностей развития деформаций в различных структурно-фациальных зонах, а вместе с тем оценки роли этих явлений в образовании и аккумуляции скоплений углеводородов.

В раннем мелу начинается значительная морская трансгрессия. В мелководном валанжинском море происходило накопление терригенно-карбонатных осадков, характерных для отложений шельфа. В готеривском и барремском веках трансгрессией моря были охвачены новые районы Предкавказья и на всей территории Восточного Предкавказья существовал морской режим. Максимальные мощности приурочены к районам Терско-Каспийского прогиба.

В апт-альбское время морской трансгрессией было охвачено все Восточное Предкавказье. Здесь происходило накопление мелководных терри-генных образований - алевролитовых глин и кварцевоглауконитовых песчаников. Наличие в альбских глинах сингенетичного пирита в южной части Терско-Каспийского прогиба свидетельствует об условиях сероводородного заражения.

В сеноманском веке бассейн осадконакопления в пределах Восточного Предкавказья отличался значительным обмелением по сравнению с альб-ским. Незначительное воздымание испытала южная зона платформенной части Терско-Кумской впадины. Относительным прогибанием были охвачены лишь области современного расположения месторождений Старогроз-

ненского, Октябрьского и Гой-Корт. Пресные воды, приносившие терри-генный материал в сеноманский морской бассейн, создавали в его отдельных частях области опреснения, о чем свидетельствуют данные А.Н.Резникова (1962) Ие/Мп = 5 - 5,25.

В зоне прогиба господствовали восстановительные условия, на что указывают повышенные концентрации стронция (до 2,7%) и ванадия (до 0,004-0,01%), а также содержание С орг. (до 0,5%) и смолистого хлорофор-менного битума (0,01%) (Крисюк, 1968). В конце сеноманского века наступила регрессия морского бассейна, которая охватила почти все Предкавказье.

В туронском веке на всей территории Предкавказья происходило наступление моря, на дне которого накапливались известняки чистых разностей. В это же время Чернолесский прогиб, продолжающий погружаться, отчленился от геосинклинального бассейна областью относительного поднятия в районе передовых хребтов.

В настоящее время основные черты тектонического строения мезозойских отложений, как показывают данные бурения, в целом повторяют структурный план кайнозойских. На изучаемой территории локальные положительные складки слагают три основные антиклинальные зоны (Черных и Скалистых гор, Сунженскую и Терскую), ограниченные глубокими антиклинальными прогибами (Беслановским, Сунженским, Алханчуртовским и др.). Северное погружение Кавказского складчатого сооружения представлено крупной моноклиналью, осложненной глубинными разломами, дополнительной складчатостью и поперечными выступами. В этой области широко развиты юрские и меловые отложения, которые образуют различные морфогенетические типы структур.

Терско-Каспийский краевой прогиб разделяется на две части: внутреннюю (область передовой складчатости) и внешнюю (платформенный склон). Внутренняя часть прогиба сложена мощной мезозойско-кайнозойской толщей, достигающей 10 км, и разделяется на три района: Терско-Сунженский, Дагестанский выступ и Южный Дагестан.

Терская и Сунженская антиклинальные зоны, осложняющие Терско-Каспийский прогиб, являются крупнейшими на Северном Кавказе зонами нефтегазонакопления. Они состоят из цепи линейно- и кулисообразно расположенных антиклиналей, осложненных серией крупных продольных и диагональных разрывных нарушений с амплитудами до нескольких тысяч метров. Здесь выделяется ряд крупных положительных складок, которые явились благоприятными вместилищами нефти и газа.

В отличие от большинства структур территории Северо-Восточного Кавказа и Предкавказья Дагестанский выступ имеет субмеридиональное простирание.

В настоящее время на историю развития Восточного Предкавказья существуют различные точки зрения. Первая в основу ставит представления так называемой "клавишной" тектоники и базируется на доминирующей концепции вертикальных движений, обусловленных формированием Кавказской геосинклинали. Выраженная складчатость и орогенез стали следствием интенсивного погружения, а затем активной инверсии.

Второй подход развивается последние десять-пятнадцать лет в связи с появлением мобилистских воззрений. Применительно к территории Предкавказья эта концепция успешно развивается Н.В.Короновским, В.Д.Талаевым, Б.А.Соколовым, Т.Г.Шарафутдиновым и др.

Наконец, Б.А.Соколов и другие на основании материалов сейсморазведки, бурения, анализа мощностей отложений от палеогена до коры с учетом морфологии и ориентировки Терской и Сунженской антиклиналей высказали предположение об отнесении Терско-Сунженской области к эпи-рифтовому сооружению. Так, на исследуемой территории ими выделяются Аграхано-Сулакский, Восточно-Кавказский, Южно-Дагестанский и Тер-ско-Сунженский триасовые рифогенные прогибы. Б.А.Соколов в истории развития Восточного Предкавказья выделяет три этапа: рифтового, пери-кратонного и передового прогиба. Рифтовый этап охватывает период с позднего триаса до начала байоса, сопровождается расколом суперконтинента Пангея и возрождением океана Тетис.

Перемещение Восточно-Европейского континента к северу, растяжение земной коры в пределах Большого Кавказа привели к возникновению риф-тогенного прогиба.

Перикратонный этап, наступивший в байосе, характеризуется субдук-цией океанической литосферы Тетиса под Закавказскую плиту, сопровождающейся активным проявлением известково-щелочного вулканизма. Эти явления вызвали резкую структурную перестройку территории: поднятие на месте Большого Кавказа, морскую трансгрессию на Северном Кавказе и прилегающих районах Скифской плиты.

Этап предгорного прогиба (поздний миоцен-сармат) характеризуется зарождением и формированием горно-складчатого сооружения Большого Кавказа, явившегося, по мнению этих исследователей, результатом столкновения и поддвига Закавказской микроплиты под Восточно-Европейский континент [24].

В разрезе изучаемая территория имеет трехъярусное строение. Верхний ярус, представляющий платформенный чехол, охватывает юрско-антропогеновые отложения; средний, относящийся к тафрогенному тектоническому комплексу; нижний, относящийся к фундаменту, выражен складчатыми геосинклинальными отложениями широкого стратиграфического диапазона (Летавин, 1987).

1.2. Тектоника

На территории Дагестана в альпийском осадочном чехле выделяются четыре структурно-тектонических этажа: нижне-среднеюрский, верхнеюрский эоценовый олигоцен-миоценовый, плиоцен-антропогеновый. Критериями для их выделения являются региональные перерывы, угловые несогласия, характер проявления складчатости и др. признаки.

Разнообразие тектонических форм, время и условия их формирования оказали существенное влияние на закономерности распределения залежей нефти и газа , познание которых служит важным критерием для оценки неф-

тегазоносности региона и обоснования направления геологоразведочных работ. Наиболее существенное влияние на познание тектоники оказали работы Н.С.Шатского, В.В.Меннера (1925-1927), И.О.Брода [54], В.Е.Хаина, Б.А.Соколова (1991), Г.Д.Циткилова (1991).

Нефтяные и газовые месторождения Дагестана расположены в пределах восточной части трех общекавказских геотектонических элементов: Тер-ско-каспийского передового прогиба, Прикумской системы поднятий и Вос-точно-Манычского прогиба (Рис.1), каждая из которых характеризуется своеобразием структурных форм и палеотектонического развития.

Восточный сектор Терско-Каспийского передового прогиба охватывает значительную часть территории Дагестана. Его внутренний борт или южный испытал интенсивную складчатость, в то время как внешний или северный дислоцирован весьма слабо.

Наиболее крупным осложняющим элементом является Дагестанский клин, который испытал весьма сложное развитие [76], как в геосинклинальный, так и в орогенный период. Об этом свидетельствуют большие изменения мощностей и резкая литофациальная изменчивость слагающих отложений. Изменение мощностей сопровождается размыванием и перерывами в осадконакоплении, которые фиксируются межформационными и внутри-формационными стратиграфическими и условными несогласиями. Указанные признаки связываются с высокой активностью разломов фундамента региона, обусловливающих его мозаичное строение. Основываясь на истории геологического развития, следует полагать, что максимальная тектоническая активность Дагестанского клина [77] совпала с предпозднеюрским, олигоценовым, предакчагылским периодами значительных восходящих движений, когда происходили и горизонтальные перемещения масс мезозойских пород от внутренней, наиболее активной зоны Дагестанского клина, во внешнюю часть.

Рис. 1. Тектоническая карта восточной части Северного Кавказа. ( Условные обозначения см. стр. 18)

Условные обозначения к рис. 1

А - Терско-Каспийский передовой прогиб

А1 - Дагестанский клин; А2 - Акташ-Аксайская депрессия; Аз - Кара-кайская депрессия; А4 - Южно-Дагестанская складчатая ступень; А5 - Морская складчатая ступень; А6 - Сулакская впадина; А7 - Северный борт передового прогиба

Б - Прикумская система поднятий

Б!. Александрийская ступень; Б2 - Кочубеевско-Тарумовское погребенное поднятие; Б4 - Прикумский сложеный вал

В - Система Манычских прогибов

Границы:

1 - границы тектонических элементов первого порядка; 2 - границы тектонических элементов второго порядка; 3 - границы выступов; антиклинальных зон; депрессий; 4 - локальные поднятия; 5 - изогипсы поверхности палеозойского основания.

Одним из крупнейших тектонических элементов, слагающих фронтальную часть Дагестанского клина, является Наратюбенская складчато-надвиговая зона, характеризующаяся сложным строением, обусловленным несоответствием структурных пластов миоценовых и мезозойских отложений. Интерес к Наратюбенской зоне возрос в связи с открытием Шамхалбу-лакского и Махачкала-Таркинского исследований [55,77], показавших несоответствие структурных пластов эоцен-меловыхУ отложений с перекрывающимися олигоцен-миоценовыми слоями.

По данным сейсмических и гравиметрических исследований [77] вдоль внешнего фронта Дагестанского клина под моноклинально залегающей толщей слоев Наратюбенской зоны меловые отложения дислоцированы в несколько узких зон, линейно вытянутых вдоль осей антиклинальных структур, разделенных крупными нарушениями надвигового типа.

Протяженность этой дислоцированной зоны достигает 150 км, при ширине 10-15 км. Длина локальных структур 8-17 км, при высоте 200-600 м [77]. Указанные структуры, представляющие собой систему узких антиклиналей, ступенчато погружаются к осевой части Терско-Каспийского передового прогиба. Особенностью этой зоны является отсутствие синклинальных прогибов и наличие тектонических нарушений, разделяющих антиклинальные поднятия.

На северо-западе и юго-востоке Дагестанский клин граничит с наиболее глубокими в структуре зоны передовой складчатости поперечными депрессиями: в северо-западной Акташ-Аксайской, где кровля мезозойского комплекса залегает ниже условия 5 км; а в юго-восточной Карана-Ульской -на уровне 4,5 км.

Сложная тектоническая структура мезозойских отложений доказывается и результатами гравиметрических исследований. Локальные аномалии гравитационного поля отличаются линейностью, высокой контрастностью и различной ориентировкой. Таким образом, геологические предпосылки и результаты сейсморазведки дают основание считать, что мезозойские отложения пограничного района Дагестана и Чечено-Ингушетии сохраняют

свою складчатую структуру, которая в условиях погружения на глубине порядка 5 км [77], становится погребенной. Южно-Дагестанская складчатая ступень является крайним юго- восточным элементом внутренней зоны Тер-ско-Каспийского передового прогиба. Имея сложную дизъюнктивно-пликативную структуру, свойственную для всей передовой складчатости, она характеризуется и своими особенностями строения. Основными тектоническими элементами южного Дагестана являются восточная и западная антиклинальные зоны.

Наиболее детально изученной является восточная антиклинальная зона. Для этой зоны характерно линейное сочленение локальных поднятий, четко выраженная этажность, несовпадение сводов в мезозойских и миоценовых слоях, дизъюнктивная дислоцированность мезозойского комплекса и ДР-

Западная антиклинальная зона изучена менее детально. Слагающие её локально [55] структуры в значительной степени отличаются друг от друга как по морфологическим чертам, так и по особенностям формирования. Для некоторых из них характерно кул и сообразное сочленение.

В акватории Каспийского моря в более погруженной части передового прогиба, по аналогии с внешней зоной Дагестанского клина, предполагается чешуйчатонадвиговое строение мезозойских отложений, осложненных системой дизъюнктивной дислокации. Более крупные дизъюнктивные дислокации установлены в меловых отложениях центральной зоны и южном борту Сулакской впадины, причем степень дислоцированности возрастает с севера на юг, сочленяется с Дагестанским клином по системе параллельных разрывов, с южным поднятием плоскостей сместителей, по которым клин надвинут на впадину.

Наиболее активное складкообразование и надвигание происходит в олигоцене, что привело к образованию складок, нарушенных разрывами , и формированию тектонической трещиноватости. Это позволяет прогнозировать в осевой части на южном борту Сулакской впадины благоприятные

коллекторские свойства известняков верхнего мела, являющихся резервуарами для скопления нефти и газа.

Северная граница краевого прогиба проводится условно на широте острова Чечень, где по данным КМПВ, отмечается увеличение поверхности складчатого основания.

Региональная структура платформенной части Дагестана, входящая в состав Скифского эпигерцинского типа, рельефно выражается по поверхности палеозозойского складчатого основания, вскрытого здесь во многих глубоких скважинах. Герцинский комплекс Восточного Предкавказья позд-некаменноугольной, раннепермской консолидации сложен на эродированной поверхности сланцевой формацией среднего и верхнего карбона, имеющей внутреннюю складчатую структуру. Поверхность фундамента погружается на юго-восток от 4,5 км на широте севернее р. Кумы до 7,5 км у устья Аграханского залива. На этом выделяются тектонические структуры первого порядка: Прикумская система и Восточно-Манычский прогиб, на территории Дагестана проходит по северным склонам ряд поднятий Русский хутор, Сухокумск, Кочубей, Центральный и др.

Глубокий Чернорынский прогиб северо-восточного простирания разделяет рассматриваемую часть плиты на Прикумский сложный вал и Кочу-беевско-Тарумовское поднятия. Наиболее изученным является Прикумский сложный вал, который простирается на юго-восток и ограничен Чернорын-ковским прогибом. Восточно-Манычский прогиб, по сравнению с Прикум-ским сложным валом, изучен в меньшей степени. В пределах изученной части Восточно-Манычского прогиба, охватывающей север Дагестана и сложную часть Калмыкии, представляются возможными две положительные и три отрицательные зоны субширотного простирания. Погребенный Восточно-Манычский прогиб сложен мощной толщей (более 2 км) триасовых отложений [55,76], которые резко выклиниваются до этого разлома на север к валу Карпинского.

В целом для палеозойского фундамента характерно блоковое строение, обусловленное развитием ортогональной системы разломов, из которых ос-

новную роль играют разломы субширотного направления. Внутренняя структура фундамента остается неизученной, но не вызывает сомнения её сложенность, обусловленная резко выраженной пликативно-дизъюнктивной складчатостью, перерывами, несогласиями, а также явлениями интрузивного и эффузивного вулканизма. Триасовый комплекс изучен здесь более полно, но далеко не достаточно.

Сейсморазведкой МОВОГТ характеризовались два отражающих горизонта, один из которых триасовый, характеризует внутреннюю структуру триасовых отложений, другой, юрско-триасовый, различную поверхность этих отложений.

По отражающему горизонту триасовые отложения характеризуются сложным строением, что связано с их складчатостью, а также с развитием системы разрывов с амплитудой до 700 м.

В заключение обзора региональной структуры по триасовыму комплексу следует отметить, что в связи с многочисленными перерывами и несогласиями между стратиграфическими подразделениями, внутренняя структура его очень сложна, а соотношения ее с формами залегания мел-юрских слоев изучены слабо. В юрско-меловых отложениях дифференциация описываемого района на элементе второго порядка стирается и региональный структурный план приобретает характер моноклинали.

Подавляющее большинство нефтяных и газоконденсатных месторождений Терско-Кумского нефтегазоносного района связано с Прикумской системой поднятий. По современному состоянию геолого-географической изученности в пределах прогиба открыто ограниченное количество нефтяных и газовых месторождений.

2. ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

ПРОЦЕССОВ ГЕНЕЗИСА И ФОРМИРОВАНИЯ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА ПОДЗЕМНЫХ ВОД ТЕРРИТОРИИ ДАГЕСТАНА

2.1. Выбор оптимального комплекса исследований

Вопросы генезиса подземных вод и рассолов во многом дискуссионны и до настоящего времени являются одной из важнейших теоретических проблем современной гидрогеологии. Решение этой проблемы позволит получить весьма ценную, а в отдельных случаях единственно возможную прогностическую информацию о запасах промышленных вод, залежах каменных солей, рудных и других полезных ископаемых.

По мнению большинства авторов, процессы формирования вод весьма многообразны, причем до настоящего времени вопросы формирования состава подземных вод решались главным образом на основании изучения гидрогеодинамической обстановки, химического состава воды, включая макро- и микроэлементы, газовых, органических и бактериальных компонентов. Несомненно, что вышеперечисленные методы отражают отдельные стороны этого многогранного природного процесса, но полную картину формирования глубинных рассолов можно получить лишь на основании комплексных исследований природных вод в сочетании с изучением водо-вмещающих пород.

Законы движения подземных вод в глубинных горизонтах до настоящего времени не выяснены; кроме того, в артезианских бассейнах зачастую наблюдается значительная литолого-фациальная изменчивость пород и множества тектонических нарушений, играющих роль экранов. Процесс вытеснения седиментогенных вод протекает неравномерно. В слабопроницаемых породах он идет очень медленно и требует больших масс инфильтро-генных вод, во много раз превышающих объем вытесняемой воды [89] . Оценка массы инфильтрогенных вод в артезианских бассейнах, произведен-

ная этим способом, является сугубо ориентировочной и не может считаться вполне корректной.

При решении вопроса о происхождении подземных вод часто используется информация об ионно-солевом составе глубинных рассолов[61]. Для определения генезиса подземных вод обычно пользуются не абсолютным содержанием элементов, а отношением между концентрациями макро- и микроэлементов. Применение объективного гидрохимического анализа для установления генезиса рассолов в тесной увязке с геологической обстановкой, гидрогеологическими условиями региона и историей геологического развития, как правило, позволяет достаточно уверенно установить происхождение вод и закономерности накопления в них отдельных элементов. Гидрохимические коэффициенты рекомендованы во многих работах [12, 15 и др]. Для установления генезиса подземных вод широко используется на-трийхлорный коэффициент (отношение ионов в эквивалентных количествах). Для океанической воды гЫа/гС1 = 0,87 для рассолов выщелачивания галита гКа/гС1>1. Следовательно, значения гМа/гС1, близкие к 0,87 указывают на седиментогенную (талассогенную) природу рассолов; если гКа/гС1>1, то подземные воды имеют инфильтрогенный (метеогенный) облик. Аналогично разделение вод и по хлор-бромному коэффициенту (в массовых долях). Значения С1/Вг океанической и морской воды близко к 300, в рассолах выщелачивания оно возрастает до нескольких тысяч.

М.Г. Валяшко с соавторами [12] проведено исследование закономерностей накопления отдельных элементов в процессе сгущения морской воды и их распределения между раствором и кристаллами выделяющихся из морской воды хлоридов. Для определения принадлежности глубинных рассолов к седиментогенным водам или к ореолу выщелачивания им предложены характерные отношения гКа/С1, Вг.103/С1, гМ^гС! и другие на различных стадиях концентрирования морской воды. Однако, этими коэффициентами следует пользоваться осторожно, так как они могут иметь сходные значения в подземных водах различного генезиса (например, в метеорных и магмато-генных). Эти данные зачастую интерпретируются неоднозначно, что приво-

дит исследователей к различным, порой противоположным выводам. Следовательно, проводить генетическую диагностику подземных вод, используя только гидрохимические коэффициенты, не совсем верно.

В последнее время для Предкавказья предприняты успешные попытки использовать для диагностики генезиса рассолов результаты химического анализа состава газово-жидких включений минералов осадочной толщи и жильных образований. Эти исследования открывают новые перспективы в познании формирования подземных вод. Газово-жидкие включения как дефект-области кристаллических решеток минералов являются материальными носителями среды минералообразования, происходившего из эпигенетических растворов. В литературе освещено много различных методов исследования содержимого микровакуолей включений. Существует способ крио-метрический, позволяющий по известным точкам замерзания простых веществ определять содержимое консервантов [32], метод прямого определения воды [87] , метод водных вытяжек [40], определения газового состава включений (более подробно об эти методах ниже ). Нами выбран метод тройной вытяжки, достаточно обоснованный, применимость которого для изучения включений в осадочных породах убедительно доказана в работах А.М.Никанорова и Э.С.Сианисяна [60]. Вопрос о герметичности включений в минералах большинство исследователей решают положительно. Несомненно, что изучение газово-жидких включений в минералах осадочного чехла несет исключительно важную генетическую информацию.

2.2. Гидрогеохимический анализ состава подземных вод территории Дагестана

Химический состав подземных вод - результат действия совокупности процессов, проходивших во времени. В связи с отличием в развитии северной и южной части Дагестана была предпринята попытка сравнения химического состава вод в этих зонах. Для того, чтобы проследить эволюцию химического состава подземных вод мезозойских отложений на территории

Дагестана, нами изучен компонентный состав и минерализация современных вод.

Подземные воды Предгорного (Южного) Дагестана изучались на площадях Миатлы, Берекей, Гаша, Селли, Шамхал-Булак, Дузлак, Даг-Огни и др.

В пределах Предгорного Дагестана различают восточную и западную антиклинальные зоны. Подземные воды западной антиклинальной зоны изучались на площадях Шамхал-Булак, Селли, Гаша и др., где они были получены из верхнемеловых отложений.

Заключение диссертации по теме «Гидрогеология», Белгурш Абдельжалал

Результаты исследования пород методами декриптации и хроматографии образцов скважин Предгорного Дагестана.

Возраст породы Порода пт, «С Содержали газов, % Объем газов, им3 В 100мг со2 УВ Н20 N2

К2 Известняк 110-130 25,1 след 65 13 68,3

К1-К2 Алевролит 100-110 18,3 сл-3,2 36,5 42 65

К1 Аргиллит 130-140 14,1 1,3-3 70 12 49,5 ъ Ангидрит 130-146 13,3 2,4-3 75 5,1 46,5 ь Ангидрит 130-155 26,1 2,6-5 55,7 15 43

Р-Т Известняк 160-175 32,5 4,8 53 12 39

Кг

Шсог Н2

200 300 100 500 600

ПТ, 'С а)

РисЛЗа. Декриптограммы включений и их газовый состав месторождений Миатлы (а) и Шамхал-Булак (б)

Привлекают внимание образцы , газовая фаза включений которых почти на 75-80 % состоит из воды. Очевидно, что мы имеем дело преимущественно с водными включениями. Максимальное содержание воды наблюдается в аргиллитах до 85%.

Для включений всех изученных минералов и пород характерно наличие значительного количества углекислого газа до 32 % в различных известняках и доломитах. С02 выделяется при температуре от 100 - 150 °С . Максимальный пик его выделения отмечен при температуре 400 °С. Газовыделения низкотемпературной области показывают, что объем С02 известняков мезозойского комплекса варьируется в небольших пределах от 2 - 8 % , (Шамхал-Булак , Миатлы , Бовтугай и др.), до 52 - 58 % в месторождении Шавдана (где первый эффект газовыделения наблюдается в интервале 60 -250 °С ). Такие высокие содержания газа С02 во включениях можно объяснить происходившим процессом гидролиза карбонатов:

СаСОз + Н20 = Ca (ОН)2 + С02

По данным экспериментальных исследований И.Г.Киссина и С.И.Пахомовой [47] , этот процесс происходит при высоких температурах (более 150 °С ) , что согласуется с реальными пластовыми условиями. Учитывая большую подвижность углекислого газа и высокую его растворимость при больших давлениях, можно говорить об относительной закрытости кристаллизовавшейся системы.

Для включений аргиллитов характерно присутствие большого количества воды 70 - 80 %, а роль водорастворенных газов значительно уменьшается. Это говорит о том, что формирование этой толщи происходило в спокойной обстановке при небольших температуре и давлении.

В ангидритах юрских отложений Предгорного Дагестана значительно меньше газово-жидких включений, чем в других исследованных минералах. Это отразилось на декриптограммах пиками меньшей интенсивности. В большинстве случаев процесс декриптации сопровождался небольшими пиками, что указывает на почти отсутствие во включениях летучих компонентов кроме воды ( см. табл.6). Объем выделившейся из включений газообразной воды составил 40 - 43 мм3 / в 100 мг.

Анализ газового состава включений свидетельствует о более высоком содержании углеводородов в пермо-триасовых и нижнеюрских отложениях (Шамхал-Булак, Миатлы), чем в верхнемеловых породах Предгорного Дагестана. Интересно отметить, что количество этих компонентов увеличивается с возрастом и палеотемпературами комплексов (Рис. 13а, 136). Определить доминирующий фактор увеличения углеводородов пока не удается, но, вероятно, существует связь в прошлом отложений осадочных пород с образованием углеводородов или их аккумуляцией. Наличие в газовой фазе включений углеводородных газов свидетельствует о достаточно высоком содержании органических веществ во флюидах, что характерно для нефтегазоносных объектов исследований.

Проведенные хроматографические исследования позволяют сделать следующие выводы: хроматографический анализ газового состава микровключений позволяет решать проблемы образования газов в подземной гидросфере, формирования химического состава вод, миграции флюидов и открывает большие возможности в решении различных вопросов нефтегазо-носности недр.

Получение количественной и качественной характеристик содержания газо-во-жидких включений в минералах, и, особенно, в горных породах, существенно дополняет наши знания об этих образованиях. Особую важность эти сведения приобретают в связи с использованием их в гидрогеологической науке и, в, часности, при палеогеохимических и палеогидрогеологических реконструкциях.

4.4. Палеогидрогеохимическая реконструкция для решения вопросов формирования подземных вод

Проблема формирования химического состава вод глубокопогружен-ных горизонтов осадочных бассейнов - одна из интереснейших и сложнейших в гидрогеохимии. Ее решение имеет не только большое теоретическое, но и практическое значение, может дать ценные сведения о характере и направленности процессов, протекающих в водных растворах во времени и пространстве, способствует выяснению многих вопросов, связанных с формированием месторождений полезных ископаемых, а также разработкой эффективных гидрогеохимических критериев их поисков.

Практически все явления, протекающие в недрах осадочных бассейнов происходят при участии воды в той или иной степени насыщенной солями, газами, органическими веществами.

Как было показано ранее, наиболее объективная информация о составе палеорастворов осадочных комплексов и условиях их формирования и преобразования может быть получена на основе изучения состава вод флюидных включений.

Состав флюидных включений определялся широко распространенным методом водных вытяжек из включений.

Воды включений, законсервированные на определенном этапе развития системы "водный раствор - порода", являются промежуточным звеном в эволюции седиментогенных подземных вод и отражают состав флюидов прошлых эпох данного комплекса или осадочного бассейна. Особенностью составов вод включений водоносных комплексов является присутствие почти всех основных компонентов, характерных для пластовых вод. Состав вод микровключений, отражающий палеорастворы древних эпох, приведен в таблице7.

Привлекает внимание пониженное по отношению как к материнским водам морского генезиса, так и к современным пластовым содержание компонентов в водах вакуолей. Это объясняется выделением в коллектор дегидратационных вод. Такое предположение подтверждается анализом графиков зависимости / гС1 от минерализации.

Заключение

В настоящее время на территории Дагестана и восточной части ТКП проводятся исследования с целью установления нефтегазоносных глубоко-залегающих триасовых и юрско-нижнемеловых отложений платформенной части Дагестана, меловых и верхнеюрских отложений предгорной части.

Несомненно, что единственным путем рационального и экономичного использования средств с целью выделения перспективных участков для постановки глубокого поискового бурения в условиях дефицита геологической и геофизической информации, является использование комплексного подхода, включающего разнообразные, в том числе и нетрадиционные виды исследований.

Анализ результатов исследований, проведенных в пределах изучаемого объекта свидетельствует о том, что наиболее информативными методами изучения палеосреды представляются термобарогеохимические методы, позволяющие на базе разработанных современных приборов проводить широкомасштабные исследования практически любых геологических объектов на всех стадиях поисковых и разведочных работ.

Возможность использования новых методов термобарогеохимии на изучаемой территории позволила получить уникальную геологическую информацию о генезисе, процессах формирования и преобразования вод, пород, органического вещества. Выполненные исследования позволили впервые охарактеризовать палеогеотермическую и палеогидрогеохимическую обстановку мезозойских комплексов пород на основе изучения газово-жидких включений; дать количественную оценку динамокатагенетическим преобразованиям отложений и содержащихся в них флюидов; сопоставить палео- и современные поля напряженности изучаемого бассейна; выявить некоторые особенности связи палеотемператур, ионно-солевого состава па-леовод и динамокатагенетического фактора с нефтегазоносностью отложений.

Проведенные исследования позволили сделать следующие выводы:

1. Состав газово-жидких включений закономерно изменяется с возрастом вмещающих пород, отражая процессы преобразования подземных вод.

2. Одним из важных факторов, способствующих формированию состава подземных вод является температура.

3. Палеогеотермическая обстановка как горной, так и платформенной части Дагестана отличается более жестким температурным режимом по отношению к современной и отражает историю тектонического развития региона. Тектонодинамическая напряженность мезозоиско-каинозоиских комплексов пород отражается динамокатагенетическими параметрами и характеризует особенности развития бассейна. Наиболее высокими значениями УПДК и ПДА отличаются области пересечения разломов, зоны дислокаций. Сопоставление этих полей с картами современного распределения коэффициентов аномальности позволяет сделать заключение как о достаточно надежной изолированности недр, характеризующей благоприятные условия накопления и сохранения залежей УВ, так и о палеомиграции флюидов.

5. Важнейшим фактором опреснения вод включений по сравнению с морскими седиментационными водами и современными пластовыми являются процессы дегидратации глинистых минералов. Это подтверждается повышенными значениями динамокатагенетических параметров.

6. Реконструированная палеогеотермическая, палеогидрогеологическая и динамокатагенетическая обстановка мезозойских комплексов восточной части ТКП позволяет сделать вывод о благоприятных условиях нефтегазо-образования и нефтегазонакопления. Полученные результаты могут быть использованы в дальнейшем для оценки нефтегазоносности восточной части ТКП, а также других аналогичных по строению и условиям развития бассейнов, в частности, на территории Марокко.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Белгурш Абдельжалал, 1999 год

Литература

1. Базаров Л.Ш, Михайлов М.Ю. Определение содержания воды и углекислоты во включениях в минералах методом вымораживания // Тр. ЗСО ВМО, вып. 2 . Новочеркасск: Зап.- Сиб. книжн. изд-во, 1975, с. 93-97.

2. Богомолов Г. В. Состав подземных вод и водных вытяжек пород западной части Русской платформы. // Поровые растворы и методы их изучения. Минск: Наука и Техника, 1968. С. 40-44.

3. Богомолов Г.В. и др. Принципы палеогидрогеологических реконструкций формирования подземных вод // Гидрогеология и инженерная геология. М.: Наука, 1972. С. 45-49.

4. Богомолов Г. В, Красовский В.Ф. Включения минералообразующих растворов в эндогенных породах и их влияние на состав поровых и подземных вод // Поровые растворы и методы их изучения. Минск: Наука и Техника. 1986. С. 104-108.

5.Бурштар М.С., Машков И.В. Условия формирования закономерности размещения залежей нефти и газа (например Предкавказья) М.: Госнаучтехиздат, 1963, 246с.

6. Валяшко М.Г. Некоторые общие закономерности формирования химического состава природных вод И Тр. лаборатории гидрогеологических проблем АНССР 1958. Т. 16, с. 127-140.

7. Валяшко М.Г. Геохимические закономерности формирования месторождений калийных солей. М.: Изд-во. МГУ, 1962. С-397.

8. Валяшко М.Г. Эволюция химического состава воды океана // История мирового океана. М.: Наука , 1976. С .97-104.

9. Валяшко М.Г. Геохимия и генезис рассолов Иркутского амфитеатра. М.: Наука, 1965. 160с.

10.Валяшко М.Г., Власова Н.К. О путях формирования хлоркальцие-вых рассолов. Геохимия 1965, № 1, с. 43-56.

11 .Валяшко М.Г., Власова Н.К. Устойчивость солей магния в растворах морского происхождения и его геохимическое значение // Вестн. Моск. уни-вер. сер. геол., 1975. № 4, с. 16-27.

12. Валяшко М.Г., Жеребцова И.К, Садыков Л.З. Геохимические методы поисков месторождений калийных солей. М.:Изд-во МГУ, 1966.С.- 74.

13. Валяшко М.Г., Поливанова А.И., Жеребцова И.К. Геохимия и генезис рассолов Иркутского амфитеатра . М. Наука, 1965. С. 160.

14. Винорадов А.П. Геохимические проблемы эвалюции океана // Вестник АН СССР, 1966. № 9, с. 93-97.

15. Виноградов Л. П. Рассеянные химические элементы в подземных водах разного происхождения (о значении коэффициентов пропорциональности) //Труды лаборатории гидрогеологических проблем АНССР, 1948.Т. 1, с. 25-36.

16. Волков В.Н. Исследование процессов формирования химического состава вод мезозойского отложения Восточного Предкавказья. Автореферат дис. канд. геол. - минер, наук. М.: МГУ, 1986.

17. Волков В.Н., Сианисян Э.С. Палеогидродинамические реконструкции на основе гидрогеохимических исследований // Гидрогеология, формирование химического состава вод. Новочеркасск. 1989. С.52-54.

18. Волков В.Н. СианисянЭ.С. Гидрогеологическое расчленение глубо-козалегающих водоносных систем по гидрохимическим признакам //Водные ресурсы, 1991. №4. С. 82-88.

19. Гайдоров Г.Н., Шарафутдинов Ф.Г\ Агамов В.А. Нетрадиционные природные резервуары и коллекторы в Майкопском нефтегазоносном комплексе Дагестана // Малоизученные нефтегазоносные комплексы Европейской части России: Прогноз нефтегазоносности и перспективы освоения. М.1997.С. 117-118.

20. Голицын M. С. Патогенез и формирование подземных вод артезианских бассейнов // Тр. ВСЕГИНГЕО / Палеогидрогеологические методы при изучении артезианских бассейнов. 1971. С. 31-53.

21. Гегузин Я. А. Очерки о диффузии в кристаллах. М.: Наука, 1970.253с.

22. Гегузин Я.Е, Кривоглаз М.А, Движение микроскопических включений в твердых телах. М.: Металлургия 1971. 344с.

23. Геологическая изученность СССР. Т. 12 : Северный Кавказ. Ставрополь. 1974. Вып.1. 352с.

24. Геология СССР . T.IX, Северный Кавказ .4.1. М.: Недра. 1968.760с.

25.Гидрогеология СССР. T. IX , Северный Кавказ . М.: Недра, 1968.С. 157-201.

26. Готальский М.А. Значение динамики в формировании подземных вод Русской платформы. М.: Ростопттехиздат, 1956.

27. Грановский А.Г, Грановская Я.В, Прокопов Н.С. Методика комплексных термобарогеохимических исследований, минералов, пород и руд. Ростов-на-Дону : Изд-во РГУ, 1990 .175с.

28. Гуревич ВЖ К дискуссии о происхождении хлоридных кальциевых рассолов ( Ответ проф. Е.В.Посохову) // Советская геология 1963. № 8, с. 150-158.

29. Гуревич М.С. Типы и палеохимические условия образования подземных вод хлоридно-кальциевого состава // Химия земной коры.Т 2. М.: Наука. 1964, с. 489-507.

30 .Демин В.М. Устройство для определения температуры газовыделения // Бюллетень комитета по делам изабретений и открытий при СМ ССС, 1971. № 36.

31. Демин В.М, Майский Ю.Г. К теории и практике метода декрипта-ции // III Всесоюзн. совещ. по минералогич. термобарогеохимии и геохимии глубинных минералообразующих растворов. М. 1968. С.255.

32. Долгов Ю. А., Попова Н.М. Криометрический метод определения газов во включениях // Минералогическая термометрия и барометрия.Т.2. М.: Наука, 1968. С. 61-64.

33. Долгов Ю.А., Серебрянинков А.И. Техника и результаты термобарических исследований температуры по включениям // инералогическая термометрия и барометрия.Т.2. М.: Наука, 1968. С. 34-37.

34. Долгов Ю.А, Симонов В.А. Исследование возможности диффузии водорода через стенки включений // V Всесоюзн. совещ. по термобарогеохи-мии.Уфа, 1976. 176с.

35. Долгов Ю.А., Шугорова H.A. Состав газов из индивидуальных включений различных минералов // Минералогическая термометрия и ба-рометрия.Т.1, М.: Наука, 1968. С.290-298.

36. Ермаков H.H. Геохимические системы включений в минералах. М.: Недра, 1972. С. 175-178.

37. Ермаков Н.П. Двадцатипятилетие термобарогеохимии и планы её развития в последней четверти XX века.М.: Геохим. АНСССР, 1976. 17с.

38. Ермаков Н.П. Температура гомогенизации и декриптации включений в познании динамики процессов глубинного минералообразования // Термобарогеохимия минералообразования. Ростов-на-Дону. Изд-во Ростовского ун-та 1976. С.6-9.

39. Жеребцова И.К, Волкова H.H. Экспериментальное изучение поведения микроэлементов в процессе естественного солнечного испарения воды Черного моря и рапы Сивашского озера // Геохимия, 1966, № 7. С.832-845.

40. Захарченко А.И., Маскалюк A.A. О химических анализах газово-жидких включений в минералах методом вытяжки// Минералогическая тер-мобарометрия .Т1. М.:Наука, 1965. С.326-332.

41. Иванов В.П., Касатов Б.К., Красавина Т.Н. и др. Термический анализ минералов и горных пород // Л.: Недра, М-во геологии СССР, Все-союз. ордена Ленина науч.-исслед.геол. ин-т. 1974. 399с.

42. Калюжный В.А. Методы вивчения богатофазовых включений в минералах// Кн. в. Вид., АН УРСР, 1960.

43. Карцев A.A. Некоторые гидрогеологические аспекты нефтегазооб-разования и нефтегазонакопления// Генезис нефти и газа . М.: Недра, 1967, с. 544-548.

44. Карцев A.A. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений . М.: Недра , 1972. 280с.

45. Карцев A.A., Вагин С.Б., Басков Е.А. Палеогидрогеология. М.: Недра, 1969, с. 152-159.

46. Керимов Г.К. Геология и геохимия минерального сырья Дагестана // сб.статей. Махачкала.: Даг.фил. АН СССР., вып. 38. Даг-фил., ин-т геологии .1989, 208с

47. Киссин И. Г. Похомов С.И. Экспериментальные исследования процессов формирования состава подземных вод// Проблемы теоретической и региональной гидрогеохимии . М.: Изд-во МГУ 1979, с. 26-29.

48. Кормушин В.А. Вакуумная установка для термометрических исследований минералов с полуавтоматической регистрацией результатов // II Всесоюзн. совещ. по термобаротермии. Новосибирск: Наука, 1965.

49. Крюков П.А. Горные, почвенные и иловые растворы Новосибирск.: Наука , 1971, 220с.

50. Крюков П.А., Манихин В.И., Номикос Л.И. О взаимосвязи состава горных растворов и вмещающих пород// Поровые растворы и методы их изучения . Минск.: Наука и Техника, 1968. С. 7-11.

51. Кучер М.И. и др. О составе газовой фазы рудообразующей среды сульфидных проявлений Горного Дагестана// Геохимия 1975. № 12, с. 18901898.

52. Леммлейн Г.Г. Морфология и генезис кристаллов .М.: Недра, 1973. 327 с.

53. Лесняк В. Ф. Основы анализа физико-химических свойств минерало-образующих растворов по включениям в минералах. Львов.: Изд-во Львовского ун-та, 1964. С.218-220.

54. Маскалюк A.A. Исследование растворов в минералах и породах (химический и термометрический методы) // Инфорационный сборник , Все-союзн. науч., исслед. геол. ин-та. ВСЕГЕИ, 1961, № 50. С. 117-129.

55. Мирзоев Д.А., Шарафутдинов В.Ф. Геология месторождений нефти и газа Дагестана. Дагкнигиздат, 1986. С. 130-137.

56. Мирошников М.В, Волобуев Г.П, Шалаев Л.Н. Гидрогеохимические условия нефтегазоносности мезозойских отложений Восточного Предкавказья // Материалы изучения мезозойских залежей нефти Восточного Предкавказья, Грозный. 1971. Вып.Х, с 210-220.

57. Моисеенко У.И., Смыслов A.A. Температура земных недр. JL: Недра, 1986, с. 136.

58. Научное обоснование направлений геологоразведочных работ на нефть и газ в Дагестане и сопределах Восточного Предкавказья // Матер.Сов. в Дагестанской АССР, Махачкала. 1974. 198 с.

59. Никаноров A.M., Мирошников М.В. Справочник по подземным водам нефтяных и газовых месторождений Северного Кавказа. Изд-во, ИР 1970.

60. НиканоровА.М, Сианисян Э.С. Методика определения минерализации и объемов газово-жидких включений в минералах применительно к задачам палеогидрохимических реконструкций. // Изд-во СКНЦ ВШ, сер. ес-тественныенауки, 1976.№ 2, с. 70-73.

61. Никаноров A.M., Тарасов М.Г., Федоров Ю.А. Генезис и процессы формирования подземных вод и рассолов//Гидрохимия и формирование подземных вод и рассолов. Л.: Гидрометеоизат, 1983. С.39-41.

62. Петриченко О.Н. Атлас микровключений в минералах галогенных пород. Киев.: Наукова думка, 1977. 184с.

63. Пецюка Ю.А Тектоногенные процессы генерации углеводородов в надвиговых зонах . М.: Наука 1990. С . 264-273.

64. Пирбудагов В.М. Основные результаты количественной оценки перспектив нефтегазоносности Дагестана II Научное обоснование направле-

ний геологоразведочных работ на нефть и газ в Дагестане и сопредельных районах Восточного Предкавказья. М.: Недра. 1989, с. 69-74.

65. Питьева К.Е. Гидрогеохимия // формирование химического состава подземных вод .М.: Изд-во МГУ. 1978, с. 157.

66. Резников А.Н. Хронобаротермические условия размещения углеводородных скоплений// Советская геология .1982, № 6.

67. Резников А.Н. Прогноз фазового состояния углеводородных скоплений на больших глубинах по хронобаротермичееким критериям // Сов.геология. - 1988. № 5 .С.34-43.

68. Резников А.Н., Сианисян Э.С. Количественная оценка динамока-тагенетического фактора в связи с нефтегазоносностью// Сов.геология. 1991, № 11. с. 11-16.

69. Сианисян Э.С. Использование газово-жидких включений минералов и горных пород для реконструкции палеотемператур мезозойских отложений Восточного Предкавказья // Материал межреспубл. конфер. Геология нефти и газа. Грозный 1976. С-58.

70. Сианисян Э. С. Методика палеогидрохимических реконструкций по материалам исследований состава газово-жидких включений в минералах и породах // Материал межреспубл.конфер. Геология нефти и газа. Грозный , 1976. С.57.

71. Сианисян Э. С. Количественная оценка динамокатагенетической напряженности осадочных пород//Отечественная геология. 1993, № 11.С.3-9.

72. Сианисян Э.С. Показатель динамокатагенетической активности осадочных бассейнов //Докл. АН СССР, Сер. геол. 1993.Т.329, № 4. С .472475.

73. Сианисян Э.С, Белгурш А.Ж. Оценка современной гидродинамической и динамокатагенетической напряженности зон нефтегазоносности ( на примере Терско-Каспийского прогиба) // Сборник научных трудов. Сер. Нефть и газ.. Ставрополь.: МО и ПОРФ, Ст ГТУ. 1998. Вып.1. С. 141-150.

74. Сианисян Э.С., Бураечук И.В., Белгурш А.Ж. Реконструкция тем-пературнного и тектодинамического режима нефтегазоносных комплексов Предкавказья // Разведка и охрана недр . 1997. № 6.С. 8-9.

15.Сианисян Э.С., Резников А.Н. Палеотермическая характеристика глубокозалегающих горизонтов Терско-Каспийского прогиба// Геология нефти и газа. 1991. № 3. С. 42-45.

76. Соборное КО. Зоны клиновидных вдвигов: строение и перспективы нефтегазоносности // Геология нефти и газа . 1990г. № 8. С.93.

77. Соколов Б.А. Соборное КО. Строение Дагестанского пояса надвигов. М.: Наука. 232с.

78. Соколов Б.А, Соборное К.О. История нефтегазообразования и неф-тегазонакопления в связи с новыми направлениями поисков нефти и газа в Предгорном Дагестане. М.: Наука, 1987.С. 255-260.

79. ТагееваН.В. Тихомирова М.М. Геохимия поровых вод при диагенезе морских осадков. М.: Изд-во АНССР. 1962. С. 245.

80. Тру фанов В.Н. К методике определения среды минералообразую-щих растворов// Геохимия, 1967. № 6. С. 694-702.

81. Тру фанов В. Н., Грановский А. Г., Грановская И.В и др. Прикладная термобарогеохимия. Ростов-на-Дону : Изд-во РГУ. 1992.С. 176.

82. Труфанов В.И., Куршев С.А. Определение вещественного состава включений на электронном микроскопе // Минералогическая термометрия и барометрия.Т.2. М.: Наука, 1968.С.70-72.

83. Турский Ю.Н. Иловые воды морей и океанов как первая фаза формирования седиментационных подземных вод// Проблемы теоретической и региональной гидрогеохимии. М.: Изд-во МГУ, 1979.С. 154-155.

84. Федоров Ю.А. Преобразование эвапоритов и рассолов в зоне катагенеза ( на примере нефтегазоносной провинции Северного Кавказа) // Материалы VII науч. конф. молодых ученых МГУ. Сер.: Геохимия и полезные ископаемые. М.: Изд-во МГУ, 1980. С.40-48.

85. Хитаров Д.Н. Некоторые методические вопросы определения химического состава газово-жидких включений в минералах с помощью вод-

ных вытяжек// Минералогическая термометрия и барометрия.Т.2. М.: Недра, 1968. С.76-80.

86.Хитаров Д.Н, Вовк Н.П. Усовершенствованный кондуктометриче-ский метод определения микроколичеств углекислоты в газово-жидких включениях в минералах// Тр.ИМГРЭ,1963. Вып. 18. С.142-146.

87. Хитаров Н.И., Рентгартен Е.В., Лебедева Н.Е. Химический состав жидких включений Исландского шпата и вопросы генезиса // Геохимия. 1958. № 3 .С.214-221.

88. Шагаянц С. А. Палеогидрогеологическая схема формирования подземных вод Центральной и Восточной частей Северного Кавказа // Тр.лаборатории гидрогеологич. проблем.Т.6. М.: Изд-во АН СССР, 1949. С. 33-45.

89. Шалаев Я.Н. Вопросы методики и практики гидрохимических исследований при разведке и разработке нефтяных месторождений. Автореферат дис. насоиск. учен. степ. канд. геол.-минер. наук. М. 1973.С. 22.

90. Шамрай И.А, и др. Минералогия и термодинамика ртутных рудо-проявлений Северного Кавказа . Ростов-на-Дону: Изд-во РГУ. 1972. С. 167.

91. Шапиев Д.Ш., Даштиев З.К. Природные резервуары в нижнемеловых и верхнеюрских отложениях Предгорного Дагестана // Малоизученные нефтегазоносные комплексы Европейской части России: Прогноз нефтегазоносное™ и перспективы освоения. М.: 1997.С.83.

92. Шарафутдинов В.Ф., Залова И.В. Палеотектонические условия формирования газоконденсатных залежей в верхномеловых отложениях Предгорного Дагестана. Махачкала, 1988.С. 130-135.

93. Шарафутдинов Ф.Г, Шарафутдинов В.Ф. Перспективы поисков залежей нефти и газа в нетрадиционных ловушках олистостромовой толщи олигоцена Терско-Каспийского передового прогиба // Малоизученные нефтегазоносные комплексы Европейской части России: Прогноз нефтегазоносное™ и перспективы освоения . М. 1997.С.116-117.

94. Шишкина О.В. Геохимия морских и океанических иловых вод. М.: Наука, 1972.С. 228.

95. Шишкина О.В., Павлова Т. А., Быкова B.C. Метаморфизм иловых вод на шельфах высокопродуктивных районов океана // Геохимия. 1977. С. 609-621.

96. Боуэн Р. Палеотемпературный анализ . Л.: Недра , 1969.С.298.

97. Jswett М, Ber. Deu . Botan gest 24384. 1906.

98. Sorby H.C. On the microscopic structure of cristals, indicating the origin of minerals and rocks. Journal geol. London. 1858 .