Водонапорная гидрогеологическая система и её трансформация при разработке месторождений нефти и газа: на примере Бузулукской впадины тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.07, кандидат геолого-минералогических наук Глянцев, Алексей Васильевич

• Глянцев, Алексей Васильевич
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2010

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Глянцев, Алексей Васильевич

ОГЛАВЛЕНИЕ стр.

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. СУЩЕСТВУЮЩИЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ГИДРОГЕОДИНАМИКЕ ПОДЗЕМНЫХ ВОД АРТЕЗИАНСКИХ

БАССЕЙНОВ

Выводы по главе 1

ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ

Выводы по главе 2

ГЛАВА 3. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ

3.1. Литолого-стратиграфическая характеристика

3.2. Структурно-тектонические условия

Выводы по главе 3

ГЛАВА 4. ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ РАЙОНА

4.1. Характеристика гидрогеологических подразделений

4.2. Гидродинамическая связь между водоносными горизонтами

по вертикали

Выводы по главе 4

ГЛАВА 5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ФИЛЬТРАЦИИ

ПОРОД ПОКРЫШЕК

Выводы по главе 5

ГЛАВА 6. РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЁТА ВЕЛИЧИНЫ ПЕРЕТОКА ЧЕРЕЗ ПОРОДЫ ПОКРЫШКИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ

НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Выводы по главе 6

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Акт внедрения результатов диссертационных исследований на объектах геологоразведочной деятельности

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Водонапорная гидрогеологическая система и её трансформация при разработке месторождений нефти и газа: на примере Бузулукской впадины»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Одним из мало изученных вопросов современной гидрогеологии и геологии нефти и газа является движение подземных вод и углеводородов в естественных и техногенно-измененных нефтедобычей условиях, через слабопроницаемые породы покрышек, коэффициент фильтрации которых составляет 10~4-10~6 м/сут и менее. При разработке месторождений нефти и газа многократно возрастают межпластовые градиенты давлений подземных вод, что обусловливает техногенные изменения водонапорной системы. Ее экраны (породы покрышек) характеризуются хотя и очень малой, но отличной от нуля проницаемостью. Эта проницаемость с изменением физико-химических и термодинамических условий может увеличиваться или уменьшаться, но остается относительно невысокой и поэтому эти породы играют роль относительных водо-нефте-газоупоров [64, 77].

Слабопроницаемые породы защищают горизонты подземных вод от проникновения в них загрязняющих веществ и ограничивают вертикальные движения подземных вод, играя роль геохимических барьеров. Пропуская через себя воду, они сдерживают вертикальную миграцию более вязких жидких углеводородов и ряда химических соединений, взаимодействуя с ними и изменяя качество фильтрующихся вод. При техногенном увеличении градиентов межпластовых давлений возникает необходимость исследования свойств покрышек и миграции воды через них. Свойства покрышек: 1) влияют на экологическое состояние недр и земной поверхности; 2) изменяют характер залежей углеводородов и нефтегазоносных этажей в пределах нефтегазоносных бассейнов и 3) определяют условия эксплуатации месторождений и строительства подземных газохранилищ. Поэтому постановка исследований по изучению движения подземных вод и углеводородов, в естественных и

техногенно-нарушенных нефтедобычей условиях, через породы покрышек является актуальной гидрогеологической задачей.

Целью исследований является изучение движения подземных вод в природных и техногенно-измененных условиях через породы покрышек в районах западного Оренбуржья. Для достижения этой цели решались следующие задачи:

- изучить гидродинамические связи между водоносными горизонтами;

выполнить анализ существующих методов и разработать адаптированную методику для определения коэффициента фильтрации пород покрышек;

- рассчитать величины перетоков подземных вод через породы покрышек в естественных и техногенно-измененных условиях

Объект исследований: Водонапорная система районов нефтегазоносного Оренбуржья.

Предмет исследований: Межпластовые перетоки в водонапорной системе в условиях техногенеза.

Использованные материалы и методы исследований. Основой диссертационной работы послужили данные полевых и лабораторных исследований, полученные автором в 2000-2007 гг. на месторождениях нефти и газа, литературные и фондовые материалы Оренбургского филиала Горного Института УрО РАН, ОАО «ОренбургНИПИнефть», ТФИ по Приволжскому федеральному округу и др. Для решения отдельных поставленных задач автором разработана и применена методика определения коэффициента фильтрации глинистых покрышек в лабораторных условиях.

На защиту выносятся следующие основные положения:

1. Установление взаимосвязи между водоносными горизонтами палеозоя, состоящее в преобладании вертикальных движений пластовых вод над горизонтальными (главы 1, 3, 4).

2. Разработка методических подходов к определению коэффициента фильтрации глинистых пород покрышек, основанных на исследовании керна глубоких скважин (глава 2).

3. Определение величины и направления перетоков воды через породы покрышек на месторождениях нефти и газа, обусловленных трещиноватостью литифицированных глинистых водоупоров (главы 5, 6).

Научная новизна работы (п. 4 паспорта специальности 25.00.07):

- составлены карты установившихся приведенных уровней подземных вод водоносных комплексов водонапорной системы в Бузулукской впадине;

- изучена связь между пластовым и гидростатическим давлением вод, определяемым глубиной их залегания в водонапорной системе Бузулукской впадины;

предложена методика определения коэффициента фильтрации глинистых пород покрышек по керну скважин на месторождениях нефти и газа;

- изучена взаимосвязь между водоносными комплексами водонапорной системы; рассчитаны величины перетоков рассолов через породы покрышек в природных и нарушенных нефтедобычей условиях на ряде месторождений нефти и газа, что позволяет оптимизировать технологию их разработки.

Практическая значимость работы определяется возможностью выявить гидрогеологические окна в глинистых породах и водоупорных толщах месторождений нефти и газа, что имеет большое технологическое и геоэкологическое значение в связи с интенсификацией добычи углеводородов и других полезных ископаемых на больших глубинах. Это также важно для охраны подземных вод от загрязнения и обоснования экологически безопасного подземного захоронения сточных вод в глубокие водоносные горизонты, а также выявления путей и скорости движения подземных вод через слабоводопроницаемые породы при уточнении характера взаимосвязи водоносных горизонтов и защищенности подземных вод от загрязнения.

Реализация результатов исследований. Результаты исследований используются ООО «Оренбургская Проектная Компания» при изучении и моделировании гидрогеологической обстановки на месторождениях нефти и газа Западного Оренбуржья. Имеется акт внедрения.

Апробация работы и публикации. Материалы диссертации докладывались на региональных конференциях молодых учёных и специалистов (Оренбург, 2003, 2005); на второй Всероссийской НПК: «Проблемы геоэкологии Южного Урала» (Оренбург, 2005); «Стратегия и процессы освоения георесурсов» (Пермь, 2005); на Всероссийской НПК с международным участием: «Водохозяйственные проблемы и рациональное природопользование» (Оренбург-Пермь, 2008); на сессиях Горного института и его Оренбургского филиала УрО РАН (2004-2007).

По теме диссертации опубликовано 12 работ, в том числе три статьи, в журналах, рекомендованных ВАК России.

Личный вклад автора заключается в:

- непосредственном участии в 26 научно-производственных отчетах и проектах по объектам поисков и разведки месторождений нефти и газа на территории западного Оренбуржья;

- разработке методики определения коэффициента фильтрации глинистых покрышек на основе личных лабораторных и полевых исследований;

- том, что автор впервые поднял вопрос о наличии вертикальных перетоков подземных вод между глубокозалегающими водоносными горизонтами, разработал инструментарий и установил направления и величины этих перетоков через породы покрышек на месторождениях нефти и газа исследуемого региона.

Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав, заключения, списка использованной литературы из 219 наименований. Общий объём диссертации 130 стр., в том числе 21 рисунок и 6 таблиц.

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю, доктору географических наук Ю.М. Нестеренко за постоянную помощь и поддержку в процессе работы над диссертацией.

За консультации и полезные советы при написании диссертационной работы автор глубоко благодарит кандидата геолого-минералогических наук E.H. Сквалецкого, а также докторов геолого-минералогических наук Т.Я. Демину и П.В. Панкратьева.

ГЛАВА 1. СУЩЕСТВУЮЩИЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О

ГИДРОГЕОДИНАМИКЕ ПОДЗЕМНЫХ ВОД АРТЕЗИАНСКИХ

БАССЕЙНОВ.

Изучением гидрогеологии артезианских бассейнов занимались: А.И. Силин-Бекчурин, A.M. Овчинников, Е.В. Пиннекер, Н.К. Игнатович, М.А. Гатальский, И.К. Зайцев, A.A. Карцев, В. А. Кротова, В. А. Всеволожский, И. Г. Киссин, В.В. Колодий, Б.И. Куделин, М.И. Зайдельсон, В.Н. Корценштейн, Н.М. Кругликов, С.С. Бондаренко, Г.Ю. Валуконис, А.Е. Ходьков, А.Г. Арье,

B.И. Дюнин и мн. др. [9, 10, 16, 17, 27, 28, 34, 37-39, 49, 52, 69, 76-78, 85-88, 97, 98, 105-109, 115, 118-123, 128-132, 171-173, 179, 195, 196].

Основой современных представлений о региональной динамике подземных вод артезианских бассейнов является учение о вертикальной гидродинамической зональности. Ещё в 1880 г. впервые в мировой литературе

C.Н. Никитин определил такое понятие как «грунтовые воды». В конце 19201930 гг. B.C. Ильин и B.JI. Личков предложили гидродинамический критерий -местный базис эрозии, отделяющий грунтовые воды от артезианских, то есть, по существу, были выделены две гидродинамические зоны. Это деление вскрыло существующую в природе вертикальную зональность, обусловленную различиями в гидродинамических условиях. П.И. Бутов в 1931 г. ввел понятие о зонах «активного» и «пассивного» водообмена. В 1937-1939 гг. Ф.А. Макаренко (для района Мацесты) и в 1939 г. Н.К. Игнатович (для Русской платформы), при изучении условий формирования подземных вод, включая их химический состав, пришли к выводу о существовании трех гидродинамических зон. Затем Н.К. Игнатовичем была разработана и опубликована подробная схема гидродинамической зональности [97, 98]. Она сводится к тому, что в разрезе артезианских бассейнов выделяются три гидродинамические зоны: свободного, затрудненного и весьма затрудненного водообмена.

В дальнейшем некоторые основные положения схемы гидродинамической зональности Н.К. Игнатовича подвергались доработке и дополнениям, а иногда и пересмотру в работах ряда исследователей, но в целом были реализованы в фундаментальных трудах по гидрогеологии регионов всей страны [56, 57]. Но такие крупные исследователи, как М.А. Гатальский считали, что необходимо выделение четвертой гидродинамической зоны -«значительного водообмена» [49], которая, по мнению этого автора, располагается между зонами активного и замедленного водообмена Н.К. Игнатовича. Выделение этой зоны М.А. Гатальский обосновывает наличием четко выраженного дренажа рассолов в прибрежных районах. По мнению автора, зона значительного водообмена лежит ниже местного базиса эрозии, но характеризуется значительными скоростями фильтрации, пестрым химическим составом и минерализацией подземных вод, что обусловливается условиями значительного водообмена с поверхностью.

И.К. Зайцев и Н.И. Толстихин [85, 86, 89] соглашаются с общим мнением, что в вертикальном разрезе бассейна выделяются три гидродинамические зоны: активного, затрудненного и весьма затрудненного водообмена. По интенсивности, направлению и условиям движения вод в этих зонах авторы предлагают объединять их в два гидродинамических этажа: верхний и нижний. Верхний этаж охватывает зоны активного и затрудненного водообмена, а нижнему гидродинамическому этажу соответствует зона весьма затрудненного водообмена.

В. А. Всеволожский [37-39] считает, что наиболее крупным стратификационно-гидродинамическим элементом является

гидрогеологический этаж, выделенный на основе «единства условий формирования региональной динамики потоков подземных вод. В качестве общего показателя, определяющего условия формирования подземного стока гидродинамического этажа, он рассматривает «характер и степень связи подземных вод с современной поверхностью», являющейся верхней

гидродинамической границей бассейна. Границами гидродинамических этажей служат регионально выдержанные водоупоры. Осадочный чехол артезианских бассейнов он расчленяет на четыре гидрогеологических этажа:

1. Первый (верхний) структурно-гидрогеологический этаж охватывает ту часть платформенного чехла, где подземные воды имеют тесную гидравлическую связь с верхней гидродинамической границей. Здесь формируются местные потоки подземных вод, обусловленные современным рельефом и гидрографической сетью;

2. Второй структурно-гидрогеологический этаж включает в себя водоносные комплексы, имеющие выход на дневную поверхность на периферии бассейна и, следовательно, гидравлическую связь с современной поверхностью, но на большей части своего распространения изолированы от поверхности и первого структурно-гидрогеологического этажа регионально выдержанным водоупором. Для этажа характерно наличие региональной динамики потоков подземных вод, определяемой расположением основных областей питания и разгрузки. Здесь также могут существовать и местные потоки подземных вод;

3. Третий (нижний) структурно-гидрогеологический этаж объединяет водоносные комплексы, не имеющие гидравлической связи с современной поверхностью бассейна. Отсутствие этой связи предполагает, что основным фактором формирования глубокого подземного стока является структурный внутренний план бассейна и внутренние источники питания. В соответствии с этим и образуются местные потоки;

4. Четвертый этаж - это нижний этаж бассейна. Он отличается от других этажей литологическим строением, анизотропией фильтрационно-емкостных свойств.

Для артезианских бассейнов В.А. Всеволожский [37-39] выделил три гидродинамические зоны, в той или иной мере охватывающие структурно-гидрогеологические этажи. В пределах первого гидрогеологического этажа по

кровле первой водоупорной толщи, не вскрытой эрозией, он проводит границу двух гидродинамических зон. Верхняя зона характеризуется свободной связью с поверхностными водами и соответствует зоне свободного водообмена. В нижней гидродинамической зоне нет открытой связи с поверхностью. Разгрузка и питание подземных вод осуществляется преимущественно за счет вертикальной фильтрации через слабопроницаемые толщи. В принятой классификации эта зона соответствует зоне затрудненного водообмена.

Во втором гидрогеологическом этаже по мере погружения и удаления от краевых зон бассейна происходит ухудшение связи с поверхностью. По характеру изменения расходов в пределах второго этажа В.А. Всеволожский выделяет все три гидродинамические зоны со значительно различными сроками водообмена. Первая зона («краевая область питания») охватывает периферийную часть бассейна и по условиям формирования динамики подземных вод является зоной интенсивного водообмена. Для второй зоны характерно резкое уменьшение расходов латеральных потоков и преобладания затрудненной вертикальной разгрузки подземных вод в вышележащие водоносные комплексы. Эту зону он рассматривает как зону относительно затрудненного водообмена. Третья гидродинамическая зона определяется отсутствием питания, формирующегося в периферийных частях бассейна. Движение может осуществляться только путем затрудненной фильтрации. В неё входят наиболее погруженная часть второго гидрогеологического этажа и весь третий этаж. В соответствии с принятой классификацией - это зона весьма затрудненного водообмена.

В настоящее время понятие о трех гидродинамических зонах в разрезе артезианских бассейнов стало общепринятым. Однако, представления о гидрогеодинамике подземных вод и углеводородов глубоких частей разреза артезианских бассейнов очень противоречивые. Существует два основных мнения. Сторонники первого считают, что движение подземных вод по вертикали существует, согласно второму - воды находятся в относительном

или полном покое. Сторонниками первого мнения являются М.А. Гатальский [49], A.M. Овчинников [171-173], Г.П. Якобсон [219], В.Г. Попов [184, 185] и ДР-

М.А. Гатальский [49] считает, что рассолы, приуроченные к зоне застойного режима, хотя и медленно (1ч-5 м/ год), но движутся, а, следовательно, участвуют в водообмене.

A.M. Овчинников [171-173] полагает, что все воды находятся под действием гидродинамического напора, который распространяется по всей водонапорной системе, и в её пределах происходит движение, но с различными скоростями.

Г.П. Якобсон [219] применительно к средне-верхнедевонским нефтегазоносным комплексам Волго-Уральской нефтегазоносной провинции считает, что движение подземных вод существует повсеместно, а застойность вод даже в самых глубоких частях литосферы отсутствует. Скорость движения подземных вод оценивалась им как 4ч-20 см/ год.

A.A. Карцев, Ю.В. Мухин, И.К. Зайцев, В.В. Колодий и мн. др. придерживаются гипотезы о компрессионном (элизионном) движении подземных вод [85, 86, 105-109, 118, 119, 162]. В соответствии с этой гипотезой глинистые тонкодисперсные породы при осаждении захватывают большое количество воды. В последующем, при уплотнении и катагенезе, глинистые толщи отдают воду, которая мигрирует в коллекторские толщи, причем, чем больше суммарная мощность глин в разрезе, тем больший объем воды отжимается. Это приводит к формированию в глубоких частях разреза аномально высоких давлений и способствует движению подземных вод из наиболее погруженных частей артезианского бассейна к приподнятым периферийным частям.

В многочисленных своих работах А.Г. Арье [9, 10] доказывает возможность движения флюидов при малых градиентах (менее начального) на молекулярном уровне. М.М. Филатов, С.И. Смирнов, A.A. Куваев [199-201]

считают, что плотностная конвекция играет значительную роль в формировании особенностей гидродинамики, а существующие гидродинамические модели не учитывают «эффекты вихревого перемешивания рассола на микроуровне».

Таким образом, в настоящее время не существует единых представлений об условиях формирования и движения подземных вод [8, 30, 91, 102, 143, 169, 192,194,198, 214].

Е.Ф. Станкевич [206] выделил четыре группы исследователей по взглядам на динамику вод в глубоких горизонтах артезианских бассейнов платформенного типа. С изменениями и дополнениями В.И. Дюнина [77] они выглядят следующим образом:

1. Подземные воды, начиная с определенной глубины, находятся в застойном или относительно застойном состоянии. Это мнение разделяют: Б.Л. Личков, Н.К. Игнатович, Н.И. Толстихин, Е.В. Посохов, И.К. Зайцев, Е.Ф. Станкевич и мн. др. [138, 187-189] При этом большинство исследователей под застойностью понимает отсутствие значительного водообмена с поверхностными водами в настоящее время.

2. Подземные воды во всем осадочном чехле движутся с той или иной скоростью от областей питания к региональным областям разгрузки. Так считают А.И. Силин-Бекчурин, Е.В. Пиннекер, М.А. Гатальский, В.А. Кротова, М.И. Зайдельсон, В.П. Якуцени, И.К. Зерчанинов, Ю.В. Мухин и мн. др.

3. На отдельных этапах развития артезианских бассейнов преобладает восходящее движение за счет поступления ювенильных вод. Такого мнения придерживаются В.Ф. Дерпгольц, Е. С. Гавриленко, Л.Н. Елянский, П.Н. Кропоткин, Е.В. Пиннекер, В.А. Кротова, A.A. Дзюба, В.И. Дюнин и мн. др.

4. Движение глубоко залегающих вод осуществляется за счет элизионного питания, а направление движения осуществляется из наиболее погруженных частей разреза к периферии артезианских бассейнов. Эти идеи развивают A.A. Карцев, Ю.В. Мухин, И.К. Зайцев, В.В. Колодий, А.Я. Ходжакулиев и мн. др.

5. Уральская школа гидрогеологов считает, что наряду с элизионным механизмом формирования седиментогенных и инфильтрогенно-седиментогенных вод, на более зрелых этапах формирования водонапорных систем, основное значение приобретает тектоно-гидравлический характер движения вод под влиянием процессов неотектоники. Кристаллический фундамент платформы приобретает блоковое строение с формированием и обновлением трещинных и ослабленных зон между блоками и гидравлическая система в этих зонах служит движущим фактором преимущественно вертикальных перемещений флюидов. Такие взгляды основаны на комплексном и системном рассмотрении гидрогеологического разреза с одновременным выделением гидродинамических, гидрогеологических и гидрогеохимических этажей и зон и развиваются Н.Д. Будановым, Г.А. Максимовичем, А.Я. Гаевым,

A.C. Хоментовским и др. [22, 42, 45, 46, 150]. К этой точке зрения очень близка

B.А. Кротова и ряд исследователей из других регионов [128].

На основе анализа имеющихся литературных данных по динамике подземных вод в земной коре в Южном Предуралье и других регионах, можно выделить четыре фактора обусловливающих движение подземных вод:

1. Питание подземных вод атмосферными осадками, которые являются важнейшей составной частью водного баланса территории и поддерживают градиент напора в областях питания;

2. Плотностная конвекция;

3. Пополнение артезианских бассейнов элизионными водами, перемешиваемыми на последующих этапах их развития тектоно-гидравлическим механизмом земной коры;

4. Техногенно образованные градиенты напора.

При рассмотрении вопроса о взаимодействии водоносных горизонтов и комплексов важное значение имеют водоупоры и их проницаемость. Основными водоупорными слоями в осадочных толщах в соответствии с традиционными взглядами, принято считать галогенные и глинистые породы.

Однако экспериментальные исследования М. Маскет, В.М. Барышева, С.Г. Мовсесян, В.В. Давликамова, Г.Ф. Требина и др. [133] выявили в бассейнах весьма замедленного водообмена области с относительно интенсивным вертикальным водобменом и перетоком подземных вод через глинистые разделяющие слои.

Так, М. Маскет приводит данные, свидетельствующие о том, что проницаемость глинистых песчаников, замеренная по соленой воде, в сотни раз больше проницаемости этих же песчаников по пресной воде. В.В. Давлекамов, проводя исследования с глинистыми песками, также установил, что их проницаемость для пластовой воды (высокоминерализованной) значительно выше, чем для пресной [133].

Вопросу влияния фильтрующейся жидкости на уплотненные глинистые грунты, используемые в качестве экранов в накопителях сточных вод для снижения фильтрационных потерь, посвящены экспериментальные исследования В.М. Павилонского [177]. Он установил, что при фильтрации стоков, содержащих сульфатные и хлоридные соли кальция и натрия, проницаемость глин возрастет на 1 -г2 порядка по отношению к проницаемости по пресной воде. Экспериментальные исследования З.А. Водоватовой [36] показали, что в мелкопористых песчаниках с глинистостью от 13 до 37 % вес коэффициент проницаемости при повышении температуры до 90°С увеличивается на 200-J-300 процентов. По её мнению увеличение проницаемости обусловлено сокращением мощности диффузной части двойного электрического слоя и переходом рыхло связанной воды в свободное состояние, что, в свою очередь, вызывает увеличение эффективного объема поровых каналов. Наиболее интенсивный рост поровой проницаемости наблюдается в интервале температур 60н-90°С. В этом же интервале температур фиксируется рост коэффициента молекулярной диффузии, а также теплофизических и электрических параметров глинистых пород.

В результате проведенных Ю.В. Мухиным региональных гидрогеологических и геотермических исследований осадочного чехла центральной части Русской платформы установлено, что на больших глубинах с ростом температуры подземных вод от 10 до 100°С проницаемость пород возрастает в 5 раз [162].

Интересны исследования В.М. Гольдберга и Н.П. Скворцова о влиянии температуры, минерализации и состава фильтрующейся жидкости на проницаемость глинистых пород (каолиновые, монтмориллонитовые и слюдистые глины, алевролиты и глинистые песчаники) [4, 64]. Авторы, анализируя полученные данные о влиянии температуры, представленные в табл. 1.1., сделали следующий вывод: в зависимости от минерального состава глинистых пород проницаемость в интервале температур от 20 до 90°С увеличивается в несколько раз и далее на порядок и более. Анализ зависимостей проницаемости от минерализации и состава фильтрующегося раствора показал,

что с ростом концентрации (С) растворов NaCl и СаС12 от 0 до 15 г/л

проницаемость Na + и Са 2+ монтмориллонита и каолинита возрастает. Наибольшее увеличение проницаемости отмечалось у Na -монтмориллонитовых глин: при переходе от дистиллированной воды к раствору

СаС12 (0= 55 г/л) величина Кпр возросла в 13 раз (от 0,8х10~4 до 10,4x10 4 мД), а

при переходе от дистиллированной воды к раствору NaCl той же концентрации - в 4,2 раза (от 0,7х10"4 до 2,9х10~4 мД). В Са -монтмориллоните в тех же условиях проницаемость возросла для раствора NaCl в 2 раза (от 2,1x10"4 мД), а СаС12 в 2,7 раз (от 1,3х10~4 до 3,5х10~4 мД). Изучение влияния химического состава фильтрующегося раствора показало, что минимальный эффект увеличения проницаемости в естественных глинах каолинит-монтмориллонитового состава при росте концентрации солей в растворе от 0 до

150 г/л отмечается при фильтрации растворов NaCl - в 1,23 раза (от 0,07х10~3 до

о

0,086x10 мД); при фильтрации раствора КС1 - в 1,45 раз; СаС12- в 1,75 раз.

Условия ведения экспериментов и результаты влияния температуры на проницаемость

Таблица 1. глин и глинистых пород [64]

Место отбора Интервал Геоло- Порода Но- Высота Рг,МПа АР, Фильтрую- с, 1, °С к„ 10"' мкм2 Отно-

монолита отбора, мер образ- л л г~т си-

гичес- М11а щиися г/л На- Ко- На- Ко-

(номер м кий опы- ца, см раствор чаль- неч- чаль- неч- тель-

скважины) воз- та ная ная ный ный ная

раст прони-

цае-

мость

Нагутское мес- 2480- К[11 Алевролит 1 3,3 5,88 0,098 29 20 90 1,14 38,6 22

торождение 2552 К]Ь Песчаник 2 3,7 5,88 0,098 №С1 29 20 90 0,82 30,7 22

минеральных глинистый

вод (1РГ)

г.Киев 135-150 Глина 3 4,05 2,60 0,49 Пресная вода - 25 88 0,88 2,78 2,55

(231,234) каолиновая 4 4,05 2,60 0,49 150 22 88 1,52 4,20 2,45

с примесью 5 1,8 2,60 0,49 Пресная вода - 20 80 2,75 3,66 1,35

гидрослю- 6 1,8 2,60 0,49 Пресная вода - 20 80 2,76 3,91 1,4

ды и 7 1,8 2,60 0,49 №С1 150 20 80 3,26 4,59 1,4

монтмо- 8 1,8 2,60 0,49 N801 150 20 80 3,27 4,64 1,4

риллонита 9 1,8 1,91 0,49 Пресная вода - 20 80 1,47 3,1 2,1

10 1,8 1,91 0,49 СаС12 30 20 57 1,80 2,50 -

11 1,8 1,91 0,49 СаС12 150 20 55 2,30 2,90 -

12 4,0 2,11 0,49 Пресная вода - 20 85 1,32 2,42 1,75

13 4,0 2,35 0,49 ИагБОд 50 20 88 1,64 3,75 1,85

14 1,8 2,35 0,49 Пресная вода - 20 88 1,15 2,40 1,75

15 1,8 2,35 0,49 №2804 50 20 88 0,88 2,14 2,05

Азово- 3-5 Р Глина 16 1,2 0,88 0,49 Пресная вода - 20 60 0,26 0,16 -

Кубанский монтморил- 17 1,2 0,88 0,49 Пресная вода - 20 84 0,048 0,72 12,5

артезианский лонитовая с 18 1,2 0,88 0,49 Пресная вода - 20 84 0,064 0,86 11,5

бассейн (52) примесью 19 1,2 0,88 0,49 Пресная вода - 20 84 0,40 1,60 3,55

гидро- 20 з,з 0,88 0,49 №С1 50 20 80 0,31 8,13 26

слюды 21 2,7 0,88 0,49 №С1 50 20 80 0,316 11,07 35

с.Пушкино (57) 57-58 Глина 22 2,5 0,88 0,245 Пресная вода - 20 80 0,39 2,24 5,6

слюдистая

-о

Очень резкое увеличение Кпр наблюдается при фильтрации раствора БеСЬ - в 12,5 раз.

И.А. Бриллинг установила, что проницаемость сильно зависит от минерального состава глин и состава обменных катионов [20]. По её данным (табл. 1.2.) № - форма монтмориллонитовой глины при влажности \¥р (нижний предел пластичности) имеет проницаемость в 10 раз меньше, чем № -каолинит. Проницаемость гидрослюды имеет промежуточное значение. Изменение состава обменных катионов с на Са2+ увеличивает

проницаемость в 5-Я0 раз. Подобная зависимость объясняется особенностями дисперсности, кристаллохимического строения и гидратации глинистых минералов.

Таблица 1.2.

Проницаемость мономинеральных глин (по И.А. Бриллинг [20])

Минеральный состав глин ^пр, мД Минеральный состав глин Кир, мД

№-каолинит 2,3х10"2 Са-монтмориллонит 1,1x10^

Са-каолинит 1ДХ10"1 Гидрослюда 6,2х10~3

№-монтмориллопит 2,Зх1СГ3

Преобразования глинистых пород в геологическом времени наряду с другими факторами формируют их макро- и микронеоднородность, и прежде всего, трещиноватость. На различных стадиях своего преобразования (диагенез, катагенез) глинистые породы превращаются из высокопористых илов в породы с жесткими структурными связями, способными к трещинообразованию. Трещиноватость глинистых отложений имеет большое значение, и её необходимо учитывать при изучении их проницаемости.

Нами исследовалась проницаемость межтрещинных блоков с микротрещиноватостью. Для этого были поставлены опыты по определению коэффициента фильтрации глинистых покрышек на кернах. По завершению

опытов образцы были разбиты и сфотографированы для выявления направления и глубины проникновения воды в них (рис. 1.1. - 1.4.). Анализируя полученные фотографии, можно сделать вывод, что основной расход фильтрующейся воды приходится на различно ориентированные трещины в керне. Подобная картина получена В.И. Дюниным в глинах и аргиллитах юрского возраста в Западной Сибири [77]. Наличие трещинной проницаемости объясняет, во-первых, большое расхождение в определении их проницаемости гидродинамическими и аэродинамическими методами, на образцах в лабораторных условиях, а также другими методами. Во-вторых, это объясняет движение жидкости в естественных (ненарушенных) условиях через мощные толщи глинистых пород, когда градиенты не достигают начальных значений, наблюдаемых в лабораторных условиях.

В настоящее время глинистые породы, которые имеют мощность более 30 м, принимаются в гидрогеологии глубоких горизонтов за надежные флюидоупоры [147, 193]. Имеется также мнение о существовании начального градиента, выше которого фильтрация может осуществляться, а ниже - не может [9, 10]. Такое мнение, чаще всего, и позволяет отвергать возможность движения флюидов в глинистых породах под действием тех значений градиентов, которые наблюдаются в нефтегазоносных бассейнах. Этот вопрос является важным и требует специального рассмотрения. Наличие начального градиента и отсутствие движения флюида при градиентах ниже начального, установлены в лабораторных условиях и часто на специально приготовленных моделях пластов.

Опыт эксплуатации пресных подземных вод в верхних частях разреза осадочных толщ платформ (в Днепровско-Донецком, Московском и других артезианских бассейнов) показывает, что независимо от мощности перекрывающих и подстилающих глинистых отложений (от 10 до 400 м) и величины водоотбора основным источником формирования эксплуатационных запасов подземных вод является перетекание через глинистые отложения. От 80

Рис. 1.1. Известняк глинистый франского возраста 1 - зона увлажнения керна фильтрующейся водой

Рис. 1.2. Известняк глинистый, афонинский горизонт

Рис. 1.3. Известняк глинистый, мосоловский горизонт

до 90 % и более воды от общего водоотбора приходится на поступление ее из смежных водоносных горизонтов. Достоверность этих расчетов подтверждается совпадением оценок, полученных различными методами: аналитическими расчетами, аналоговым и численным моделированием, изотопными исследованиями, а также путем анализа и обработки режимных наблюдений. Несмотря на незначительные расхождения между оценками, полученными различными методами, все они однозначно указывают на преобладание процессов перетекания даже тогда, когда мощность глинистых отложений достигает первых сотен метров [77].

Глинистые породы следует рассматривать как породы с двойной проницаемостью - поровой и трещиной [33, 35, 90, 93-95, 101, 124, 181, 186]. Именно макронеоднородность (трещиноватость) определяет возможность интенсивной фильтрации подземных флюидов в глинистых породах при градиентах значительно меньших, чем начальные.

Уместно привести результаты определения проницаемости глинистых пород различными методами (табл. 1.З.). Из таблицы видно, что проницаемость, определенная в лабораторных условиях, на 2ч-3 порядка меньше, чем найденная другими методами. В то же время значения коэффициента проницаемости, определенные в полевых условиях и моделированием, для условий нарушенного режима близки. Несоответствие между значениями, определенными в лаборатории, и всеми другими методами можно объяснить трещинной неоднородностью глинистых пород, масштаб которой больше размеров образцов, изучаемых в лабораторных условиях.

Таким образом, многолетний опыт эксплуатации подземных вод убеждает нас в том, что глинистые отложения даже при мощности до 400 м и более являются проницаемыми при градиентах, значительно меньших единицы (начальных градиентах, установленных в лабораторных условиях на монолитах) [77].

Повышенная проницаемость обеспечивается, в основном, трещиноватостью глинистых пород. Так, например, для образцов глин и

аргиллитов майкопской толщи Предкавказья, отобранных с глубин 730-^3934 м., выявлены пустоты выщелачивания и повышенная микротрещиноватость. Поры выщелачивания и трещины заполнены различными по геохимическому облику битумоидами [77]. В аргиллитах сакмарского возраста в Пермском

Таблица 1.3.

Проницаемость глинистых отложений (по Т.А. Плугиной [181])

Район Коэффициент проницаемости (м/сут), полученный методами:

исследований лабораторным аналоговым гидрохимии- термометри-

моделированием ческим ческим

г. Киев (0,3-4)10~6 (2-4)10"4 - (0,5-1)10~3

(0,6-2)10~6 (2-4) Ю-4 - (0,5-1)10~3

Молдавия (3-5)10~7 - - 2-10"4

(3-5)10"7 - - 1-Ю"4

(0,2-9)1(Г7 (0Д-1)10"4 4-Ю"4 -

(0,2-8)10~7 - - з-Ю"3

(0,2-8)10"7 - - (0,3-6)1СГ4

Долина (3-6)10~6 - 7-10"5 -

р. Исеть 1-Ю"6 - 6-Ю"4 -

1-Ю"7 - 2-Ю"6 -

Восточная - (1-3)10^ 1-10"3 -

Сибирь (0,01-1)10~4 (3-5)10'4 5-Ю"3 -

Приуралье по сообщению С.О. Денк [77] получен приток газа с дебитом 146,5 тыс. м3/ сут.

Г.А. Миропольской в девонских отложениях востока Русской платформы установлена связь выделения сульфидов с магматическими процессами (вероятнее, с поствулканической деятельностью - гидротериальными явлениями) в земной коре [161]. Арсенопирит, сфалерит, халькоперит обнаружены в трещинах всех литологических типов пород терригенного девона, в том числе, и в кыновских глинах. Очевидно, что образование этих минералов

возможно только при дополнительном привносе вещества через глинистые породы.

На месторождении Жетыбай (Южный Мангышлак) при изучении аргиллитов юрского возраста по сообщению Г.Я. Гаас [77] установлены четыре системы тектонических трещин, только 5% которых залечены кальцитом, реже баритом и другими минералами. На месторождениях нефти и газа Шаимского и Березовского районов с трещиноватыми битуминозными аргиллитами связаны повышенные содержания углеводородных газов, попавших сюда из перекрываемых залежей [155]. Довольно многочислены следы проникновения углеводородов по трещинам в глины неокома из нефтеносных пластов Сургутского и Нижневартовского сводов [218]. А.Г. Бикбулатовым описывается ситуация, когда наиболее контрастные поднятия юго-запада Башкортостана из-за трещиноватости кыновских слоев, которые могли бы явиться покрышкой, не содержат залежей нефти, а соседние, более пологие поднятия продуктивны [14]. Миграция нефти в глинистых отложениях установлена на месторождении Шурасан (Западный Узбекистан), где нефть в виде источников выходит на поверхность. В данном случае видны не следы палеомиграции в глинистых отложениях, а современная восходящая миграция.

Таким образом, можно говорить, что глинистые породы проницаемы не только для подземных растворов, но и для углеводородов, обладающих высокой вязкостью.

Изучение глинистых пород Днепровско-Донецкой впадины в лабораторных условиях показало, что в процессе деформации, подобной тектонической, глинистые породы проявляют способность к разуплотнению, вызываемому, вероятно, развитием микротрещин в процессе переориентировки микроагрегатов глинистых частиц при деформации пород за пределом текучести и вторичным выщелачиванием карбонатного цемента пород по развитой системе микротрещин под воздействием флюидов с аномально-высоким пластовым давлением (АВПД) [213]. Эти выводы получены при

изучении глинистых покрышек в условиях равномерного и неравномерного сжатия, различных давлений (вплоть до АВПД) и температур. В этом случае также установлена способность литифицированных глинистых пород к существенной перестройке структуры и текстуры, образованию микро- и макротрещин.

Наличие высоких поровых давлений в глинистых породах также способствует образованию микротрещиноватости и повышению проницаемости за счет локальных гидроразрывов, раскрытия уже имевшихся микротрещин, увеличения объема пустотного пространства за счет упругих и необратимых деформаций скелета глинистой породы.

В.К. Федоров, изучавший явление гидроразрыва при проходке глубоких скважин Западной Сибири, указал, что при снятии горного давления в процессе бурения гидроразрыв происходит на контакте пород различного литологического состава, например, песчаников и глин [77].

Образование трещин гидроразрыва в глинистых породах подтверждается практикой эксплуатации нефтегазовых месторождений, когда применяются методы гидроразрыва. Имеются также примеры спонтанного образования этого вида трещин при больших давлениях на пласт, что приводит к значительным перераспределениям пластовых давлений за счет образования трещин гидроразрыва, обеспечивающих гидродинамическое взаимодействие различных частей разреза, ранее изолированных. Так, К.К. Тумарев и П.Е. Шувалов описали случай, когда на нефтяном месторождении Дагаджик (Туркмения) в результате сработки пластовых давлений при эксплуатации нефтяной залежи начался интенсивный переток снизу через толщу глин мощностью 350 м [212]. Пластовое давление в верхней залежи поднялось на 2,3 МПа, повысились температура флюидов (с 37 до 43 °С) и продуктивность эксплуатационных скважин. Столь активная миграция возможна лишь при образовании локальных хорошо проницаемых зон.

При изучении гидроразрыва на образцах глинистых пород, отобранных в Предкарпатском прогибе, Днепровско-Донецкой и Амударьинской впадинах, установлено, что при превышении перепада давлений на 40-50 % над первоначальным (пластовым) происходит нарушение сплошности пород за счет образований трещин гидроразрыва [178].

На более чем 1000 образцах, отобранных в различных районах России и ближнего зарубежья, установлено, что, чем сложнее состав глинистых пород за счет увеличения содержания примесей, тем ниже способность пород к пластическим деформациям, выше упругие и прочностные параметры и способность к трещинообразованию [29].

Аналогичные результаты получены при моделировании процессов трещинообразования на образцах Левкинского нефтяного месторождения, расположенного в пределах южного борта Западно-Кубанского прогиба [18]. Исследования проводились на керне, отобранном с глубины более 4500 м. Отложения эоцена здесь представлены алевролитами с прослоями мергелей, аргиллитами и аргиллитоподобными глинами. Опытные образцы обладают трещинной проницаемостью (0,001ч-34)х10~3 мкм2; объемная плотность трещин составляет от 4 до 780 м"1 , а суммарный объем макро- и микротрещин - 0,3 %. Опыты проводились на плотных образцах в условиях неравномерного сжатия при поровых давлениях до 82 МПа и температурах до 135°С. При напряжениях, превышающих предел упругости, алевролиты и аргиллиты испытывали необратимые деформации с проявлением эффекта разуплотнения. Разуплотнение проявлялось в развитии деформационной микротрещиноватости. При этом в аргиллитах установлено увеличение трещинных параметров в 2,5ч-З раза. Так, трещинная емкость превышает 10 % общей пористости, а не 0,1^-0,01 %, как в исходных образцах. Возникают иногда и вновь образованные трещины, секущие зерна минерального скелета. Изучение минерального состава, физико-химических и физико-механических свойств и структурно-текстурных особенностей постседиментационных изменений глинистых пород

каменноугольных отложений Волго-Уральской области показало, что в известковых глинах равномерно распределенный карбонатный материал повышает прочность пород и способность к трещинообразованию [19, 26]. Так, чистые глины, состоящие из дегидратированной слюды, имеют коэффициент пластичности более 6. Содержание 10 % пелитоморфного кальцита, равномерно распределенного в тех же глинах, снижает коэффициент пластичности до 1,9, то есть более чем в 3 раза. Здесь, карбонатный материал обезвоживает глинистые породы и приводит к изменениям текстуры, которые проявляются в том, что беспорядочные мезоструктуры становятся неяснослоистыми и линзовидно слоистыми, что приводит к формированию анизотропии по напластованию и вкрест напластованию. При наличии вторичного доломита в результате сочленения минеральных образований с различной емкостью поглощения образуются участки повышенной проницаемости. Аналогично карбонатам на процесс дегидратации влияют и терригенные примеси. Во всех случаях вокруг инородных тел по результатам эксперимента наблюдается концентрация напряжений, что обеспечивает переориентировку глинистых минералов, расположенных в непосредственной близости от включений и стяжений.

При уплотнении глинистых пород установлены сначала мезо-, а затем и микроструктуры [140, 141]. Зоны сочленения различных текстур глинисто-карбонатных пород Волго-Уральской области являются зонами повышенных напряжений, более высокой пористости и проницаемости, и они являются основными путями миграции подземных вод и углеводородов через породы [116, 117].

Такие исследователи, как Т.Т. Клубова, М.В. Кушнарев, В.Н. Пашковский, Э.Ю. Бегметов, J1.M. Лебедев, A.A. Фомин и др., занимающиеся экспериментальным изучением деформационных свойств глинистых пород, отмечают, что при высоком поровом давлении в естественных условиях происходит нарушение сплошности глинистых пород в результате их разуплотнения [116, 117, 134,137, 213].

Таким образом, глинистые породы на больших глубинах приобретают жесткие структурно-кристаллические связи, способность к трещинообразованию и поэтому могут обладать той или иной проницаемостью (сопоставимой с другими породами: известняками, доломитами, песчаниками и др.) или быть непроницаемыми. Результаты исследований фильтрационных свойств являются основой для прогноза миграции пластовых вод через водоупоры в техногенно измененных условиях.

Необходимо также остановиться на вопросе о проницаемости гипсов и каменной соли. Водо- нефтенасыщенность этих пород - явление достаточно широко распространенное и, следовательно, закономерное. Поэтому оно представляет несомненный интерес для оценки процессов миграции углеводородов и подземных вод через толщи гипсов и каменной соли.

Ниже дается краткое описание наиболее характерных нефтепроявлений. Ю.М. Васильев и B.C. Мильничук приводят характеристику нефтепроявлений в толще гидрохимических осадков Челкарского соляного массива [32]. Нефтепроявления отмечаются в большинстве скважин, вскрывших кунгурские отложения, но особенно часты и интенсивны они в северо-западной части массива. Большей частью нефтепроявления представляют собой включения чёрного блестящего битума, заполняющего трещины и каверны в толще гидрохимических осадков кунгура, или рассеянный битум, отчего вмещающая порода приобретает чёрную, темно-серую или тёмно-коричневую окраску. Как сообщает B.C. Соболев [202], Н.С. Соловьева исследовала семь образцов из скв. К-84 и К-83 Челкара. Во всех образцах битум выполняет тонкие трещины в породах.

Существенно, что признаки нефти в гидрохимических осадках кунгура отмечены по всему вскрытому разрезу от 170-^200 до 600^-800 м. При этом важно учитывать своеобразное строение Челкарского массива. Поверхность соляного штока очень ровная, с небольшими углублениями на площади более 4000 км , глубина залегания 200 м. Расстояние от скв. 71 и 92, в которых

отмечены нефтепроявления, до крутопадающих крыльев соляного штока 20-1-30 км.

Вторым существенным моментом является высокая степень насыщения пород битумом. Хлороформом извлекается от 0,16 до 1,86% битума на породу. В некоторых случаях (скв.85, 173) в соленосной толще кунгура прослои трещиноватых и кавернозных гипсов и ангидритов насыщены сильно окислившейся, вязкой нефтью. Содержание нефти достигает 3,71% на породу (хлороформенный экстракт).

А. Айзенштадт [3] приводит данные о нефтепроявлениях в толще каменной соли, вскрытой опорной скв.З в юго-западной части купола Макат. Мощность сильвинита во вскрытой скважиной толще каменной соли превышает 1200 м. Отмечено 11 интервалов (по 5ч-6 м каждый ), в которых зафиксированы различные признаки нефти от запаха её до интенсивного пятнистого окрашивания породы нефтью до тёмно-бурого цвета. Наиболее интенсивные проявления связаны с сильно перемятыми крутопадающими слоями каменной соли и сильвинита, характерными для средней части вскрытого разреза на глубине 2028 м.

Нефтепроявления в разрезе девонских отложений Белоруссии, по данным Е.М. Люткевича, связаны (сверху вниз) с брекчией кепрока, образованного обломками пород данково-лебедянских слоев, верхней солью, с пропластками в межсолевых отложениях, со второй солью и подсолевыми отложениями [146]. В большинстве своём нефтепроявления связаны с брекчией кепрока (19 скважин на восьми площадях), но в некоторых случаях нефтепроявления зафиксированы также в толще каменной соли (скв.1 и 9 Наровлянской площади, Мозырская опорная скважина и др.).

В ряде случаев чётко устанавливается связь нефтепроявлений в кепроке с нефтенасыщенными породами в подсолевых или контактирующих с солью отложениях. Так, в ельских скважинах установлено нефтенасыщение пород кепрока, а в одной из них (скв.2) получен фонтан сернистой тяжёлой нефти. В

скв.7, расположенной в 250 м от скв.2, ниже верхней соли вскрыт пласт нефтенасыщенных песчаников мощностью 25 м. Нефтепроявления в надсолевой брекчии и подсолевых отложениях отмечены также в Первомайской

СКВ. 1.

Е.М. Люткевич [146] обращает внимание на тот факт, что обычно карбонатно-глинистые отложения данково-лебедянских слоев не содержат признаков нефти. В тоже время с брекчией кепрока, образованной обломками данково-лебедянских пород, связаны наиболее интенсивные нефтепроявления. Сопоставляя эти факты, Е.М. Люткевич приходит к выводу, что нефть проникла в брекчию кепрока снизу по разломам, по которым она выносилась солью. На Наровлянской структуре признаки нефти в кепроке и в соли установлены в скв. 1 и 9 в непосредственной близости к сбросу, рассекающему структуру на два блока - южный (приподнятый) и северный (опущенный). В расположенной южнее скв. 3 ни в кепроке, ни в соли признаков нефти не установлено. В подсолевых отложениях приподнятого блока также установлено нефтенасыщение пород.

Интересно отметить своеобразный характер нефтепроявлений в соли. Нефть располагается между вертикально вытянутыми кристаллами соли в виде полос и примазок. Прослои терригенных пород, также нефтенасыщенных, залегают под углом 40-70°.

Н.И. Буялов и др. [24], на Речицкой площади в Белоруссии нефтенасыщение выявили как в подсолевых, так и в межсолевых отложениях девонского возраста. Из подсолевых отложений поднятого блока (рис. 1.5.) был

о

получен небольшой приток нефти с дебитом около 2 м /сут. Из межсолевых отложений, представленных известняками, мергелями, глинами и доломитами, в

о

скв.8 получена промышленная нефть с дебитом 214 м /сут. Залежь нефть ещё не доразведана, но, по мнению Н.И. Буялова и др., может быть отнесена к залежам массивного типа литологически ограниченного резервуара. Литологическим экраном в данном случае является каменная соль в толще которой залегают

нефтенасыщенные карбонатно-глинистые породы. К сожалению, Н.И. Буялов и др. не приводят данных о нефтепроявлениях в каменной соли. Поэтому остаётся лишь констатировать пространственную связь нефтеносности подсолевых и межсолевых отложений.

Нефтепроявления в гипсах и ангидритах кунгурского яруса описаны H.H. Ростовцевым на Елмач-Парминском поднятии. Характер нефтепроявлений различен. Иногда это более или менее резкий запах при ударе, но чаще всего породы окрашены нефтью в желтоватые и коричневые цвета. Значительно реже встречаются примазки загустевшей, смолоподобной нефти по трещинам. Степень пропитанности пород нефтью резко меняется по простиранию.

зопо ° а °

3500 яда/ + ++ ++ +++

+ + + + + + +

+

+

-н

+ +•

о о о о о

7

4- +

и

8

Рис. 1.5. Геологический разрез Речицкой площади [24]

1 - пермские и мезозойские отложения; 2 - каменноугольные породы; 3 - надсолевые отложения; 4 - соль; 5 - межсолевая нефтеносная толща девона; 6 - подсолевые девонские отложения; 7 - кристаллический фундамент; 8 - линия сброса.

Во всех скважинах, пробуренных на Елмач-Парминском поднятии, где зафиксированы нефтепроявления в кунгурских гипсах, установлено нефтенасыщение также в подстилающих и перекрывающих гипсы отложениях. Очень часто встречаются признаки нефти в прослоях доломитов среди гипсов.

Ю.А. Притула и др. [5, 21, 190] отмечают, что на востоке Волго-Уральской области под гидрохимическими осадками кунгурского яруса широко развиты залежи нефти и газа в карбонатных отложениях карбона. Часто над залежами в каменноугольных отложениях отмечаются обильные нефтепроявления в осадках кунгура впоть до промышленных скоплений в прослоях и линзах пористых и трещиноватых доломитов, залегающих среди ангидритов в нижней части кунгурского яруса.

A.C. Анциферовым [7] вертикальная миграция установлена в соленосных отложениях Иркутского амфитеатра. Здесь усольская свита нижнего кембрия сложена каменной солью с прослоями доломитов и ангидритов. Суммарная мощность слоев соли нередко превышает 1000 м. Общая мощность свиты достигает 1400 м и более. На Балыхтинской площади кратковременные выбросы газа, а иногда газовые фонтаны с дебитом до 170 тыс. м3/сутки были отмечены при вскрытии ангидритодоломитовых прослоев в различных частях усольской свиты. Скв.5 на глубине 1107 м вскрыла пласт трещиноватого ангидрито-доломита мощностью 4 м, из которого был получен фонтан газа. Пласт хорошо прослеживается по площади, но в соседних скважинах притоков газа из него не получено в связи с ухудшением трещиноватости. Скв. 4 вскрыла линзу плотного доломита мощностью 22 м. В нижней части линзы (1871-^1880 м) наблюдается слабая перемятость пород. При вскрытии её произошел выброс газа и нефти.

Аналогичные нефтегазопроявления в усольской свите наблюдались на Балыхтинской, а также на Атовской, Парфеновской, Осинской и Тыретской площадях.

A.C. Анциферов обращает внимание на широкое развитие макро- и микротрещиноватости в толще каменной соли. Трещины секут отдельные кристаллы соли, развиты на спаях крупных кристаллов и на контактах между вмещающей солью и включениями или пропластками глинистых и карбонатных пород.

Л.П. Гмид в образцах соли из усольской свиты Иркутского амфитеатра по взаимному пересечению и характеру заполняющего трещины материала различает четыре генерации трещин. При этом, трещины последних, наиболее поздних генераций выполнены битумом. Большинство исследователей, рассматривающих нефтепроявления в гидрохимических осадках, считают их признаками миграции нефти. Ю.М. Васильев и B.C. Мильничук [32] высказали такого рода предположение. Г.Е.-А. Айзенштадт [3] указывает лишь на то, что нефть в нависающий край соляного штока купола Макат могла попасть из боковых, вмещающих пермо-триасовых пород, тем самым он связывает нефтепроявления в каменной соли с миграцией. Следует учитывать, что нефтепроявления зафиксированы в толще соли мощностью более 1000 м, и, следовательно, нефть должна была преодолеть в процессе миграции это расстояние. B.C. Соболев также высказывается в пользу вертикальной миграции нефти через каменную соль [202].

Возможность миграции газа через каменную соль обосновывается в работах П.Л. Антонова, A.C. Анциферова, М.М. Чарыгина и др. [7, 215]. Они основываются на литологической неоднородности соленосных толщ (галит, различные разновидности каменной соли, ангидриты, гипсы, терригенные прослои) и различной устойчивости этих пород против деформаций, считают возможным образование в соляных массивах местных зон повышенной трещиноватости, с которыми могут быть связаны даже промышленные скопления нефти и газа. В Белоруссии промышленная нефть в межсолевых отложениях стала уже реальным фактом после открытия Речицкого месторождения.

Серьёзным возражением против миграции нефти через толщу каменной соли являются ссылки на их большую мощность. Действительно, большая мощность любых слабопроницаемых пород является чрезвычайно важным фактором. Но в рассмотренных выше примерах глубокого проникновения нефти в толщу каменной соли, как правило, отмечалась сильная перемятость пород

вплоть до терригенных. Прослои, как это видно на примере Наровлянской структуры, залегают под углом 40-70°. Возможно и более крутое залегание. Пластичность каменной соли, её способность к выжиманию в ослабленных тектоническими нарушениями зонах приводит к резкому нарушению первичной структуры инородных включений, образованию трещиноватости, как в самой соли, так и пропластках других пород. Так как в зонах особенно интенсивного смятия прослои трещиноватых пород в каменной соли залегают почти вертикально, то миграция по ним нефти чрезвычайно облегчается.

Выводы по главе 1

Таким образом, подводя итог приведённого обзора в диссертации следует отметить, что в результате многообразных процессов глинистые породы на больших глубинах из тонкодисперсных с преимущественно поровой проницаемостью превращаются в монолитные породы, характеризующиеся высокой способностью к трещинообразованию. И их следует рассматривать как породы с жесткими структурно-кристаллическими связями, точно так же, как и породы другого литологического состава: алевролиты, песчаники, доломиты и известняки.

Необходимо признать возможность миграции нефти и газа, а следовательно и подземных вод через гидрохимические отложения. Большая мощность гидрохимических осадков в районе солянокупольных структур в этом отношении не является препятствием, так как в зонах смятия нередко возникает почти вертикальное залегание трещиноватых прослоев карбонатных и даже терригенных пород, что наряду с трещиноватостью самой соли и возникновением большого перепада давлений, несомненно, облегчает движение углеводородов и подземных вод.

Также следует отметить, что возможность движения углеводородов и подземных вод через породы покрышек оценивается разными исследователями различно.

Заключение диссертации по теме «Гидрогеология», Глянцев, Алексей Васильевич

Выводы по главе 6

Таким образом, в результате проведенных исследований впервые на месторождениях нефти и газа в Бузулукской впадине установлены величины и направления перетоков через породы покрышек глубокозалегающих горизонтов в естественных техногенно измененных нефтедобычей условиях. Техногенные перетоки в недрах нефтегазоносных бассейнов приводят к нежелательным изменениям химического состава подземных и поверхностных вод, изменениям пластовых давлений и уровней поверхностных вод, воздействуют на почвы, растительность и животный мир, а иногда - на инженерно-геологические условия местности. Именно важность возможных практических последствий привлекает к изучению техногенных изменений недр все большее внимание.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполнены исследования мало изученных вопросов современной гидрогеологии и геологии нефти и газа, касающиеся характера движения подземных вод в природных и техногенно измененных нефтедобычей условиях через слабопроницаемые породы покрышек в водонапорной системе на примере Бузулукской впадины. Коэффициент фильтрации этих пород определен в интервале 10 4-10*6 м/сут и менее. При разработке месторождений нефти и газа многократно возрастают межпластовые градиенты давления подземных вод, что обусловливает техногенные изменения водонапорной системы. Основные выводы сводятся к следующему:

1. Установлено наличие взаимосвязи водоносных горизонтов палеозоя, заключающееся в преобладании вертикальных движений пластовых вод над горизонтальными движениями в водонапорной системе Бузулукской впадины. Составлены карты, отражающие результаты определения установившихся приведенных уровней подземных вод водоносных комплексов. Эти карты позволили уточнить гидрогеодинамические условия водонапорной системы изучаемой территории и характер движения вод.

2. Установлена возможность выявления гидрогеологических окон в глинистых породах и водоупорных толщах месторождений нефти и газа, что имеет большое технологическое и геоэкологическое значение в связи с интенсификацией добычи углеводородов и других полезных ископаемых на больших глубинах.

3. Выполнен анализ существующих методов определения коэффициента фильтрации пород покрышек, разработаны методические подходы и предложена методика его определения по керну скважин без специальной подготовки образцов. Разработанная методика определения коэффициента фильтрации глинистых покрышек в лабораторных условиях позволяет исследовать керн практически любой формы и не требует сложной механической обработки образца. Изучена связь между пластовым и гидростатическим давлением вод, определяемым глубиной их залегания в водонапорной системе.

4. Решены задачи по определению величины и направления перетоков воды через слабо проницаемые породы покрышек на месторождениях нефти и газа водонапорной системы Бузулукской впадины. Определены величины таких перетоков подземных вод через породы покрышек.

5. Изучена взаимосвязь между водоносными комплексами и горизонтами водонапорной системы и рассчитаны величины перетоков рассолов через породы покрышек в природных и нарушенных нефтедобычей условиях на ряде конкретных месторождений нефти и газа, что позволяет оптимизировать технологию их разработки. Уточнены гидрогеологические условия на Ананьевской, Веселовской, Ливкинской, Скворцовской площадях в Бузулукской впадине. Проведена стратиграфическая разбивка пробуренных скважин на этих площадях с выделением пластов-коллекторов и пород покрышек водонапорной системы.

6. Впервые на месторождениях нефти и газа в Бузулукской впадине установлены величины и направления перетоков через породы покрышек глубокозалегающих горизонтов. В естественных условиях величина перетока составила от 0,25 до 2,4 мм/год, в техногенно измененных нефтедобычей условиях от 4,7 до 7 мм/год. Техногенные перетоки приводят к кардинальной смене природной гидродинамической обстановки в недрах вплоть до земной поверхности. Эти техногенные преобразования по своим масштабам сравнимы с геологической деятельностью природного комплекса.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Глянцев, Алексей Васильевич, 2010 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Абдрахманов Р.Ф. Гидрогеоэкология Башкортостана / Уфа: Информреклама, 2005. 344 с.

2. Абдрахманов Р.Ф. Геохимия экотоксикантов в подземных водах урбанизированных территорий // Геохимия. 1996. № 6. С. 630-636.

3. Айзенштадт Г.Е.-А. К вопросу об оценке перспектив нефтегазоносности солянокупольной области Северного Прикаспия. Труды ВНИГРИ, вып. 163. Геол. сб. 5, 1960.

4. Алекин O.A. Руководство по химическому анализу вод суши. Л.: Гидрометеоиздат, 1973. 270 с

5. Альтовский М.Е. Гидрогеологические показатели нефтегазоносности. М.: Недра, 1967. 121 с.

6. Алынинский B.C. Закономерности формирования химического состава подземных вод девона и нижнего карбона Северного Прикаспия: Автореф. дис. канд. геол. минерал, наук. М., 1971. 22 с.

7. Анциферов A.C. О миграции углеводородов через каменную соль. Нефтегазовая геология и геофизика, 10, 1963.

8. Архангельский Б.Н. Промышленные рассолы Русского артезианского бассейна (распространение, формирование, геологические запасы) // Тр. ВСЕГЕИ. Нов. серия. Л., 1968. Т. 134. С. 35-56.

9. Арье А.Г. Физические основы фильтрации подземных вод. М.: Недра, 1984. 101с.

10. Арье А.Г. Влияние физического взаимодействия воды и породы на процесс геофильтрации. Автореф. дисс. докт. г.-м.н. М. ВСЕГИНГЕО. 1987. 43с.

11. Атлас литолого-палеогеографических карт СССР / Под. ред. А.П. Виноградова; Всесоюз. аэрогеол. трест Мингео СССР. М., 1968. Т. 1; 1969. Т. 2; 1968. Т. 3; 1967. Т. 4.

12. Бабинец А.Е., Шестопалов В.М., Литвак Д.Р. Водообмен в артезианских бассейнах платформенного типа Украины в естественных и нарушенных эксплуатацией условиях // Докл. советских геологов: Междунар. геол. конгресс, XXVI сессия. М., 1980. С. 66-69.

13. Бачурин Б. А., Шишкин М, А., Оборин А. А., Одинцова Т. А. Некоторые аспекты техногенного изменения природных гидродинамических систем Пермского Предуралья // Охрана подземных вод Урала / Тез. докл. Свердловск, УрО АН СССР, 1989.

14. Бикбулатов А.Г. О значении пород-покрышек в связи с методикой поисков залежей нефти и газа - В сб. «Вопросы геологии и нефтеносности Башкирии». Тр. УфНИИ, вып. XI. Уфа, Башкирское книжное издательство, 1963.

15. Богомолов Г.В., Богомолов Ю.Г. Природа минерализованных вод в кристаллических породах фундамента // Докл. советских геологов: Междунар. геол. конгресс, XXVI сессия. М., 1980. С. 92-95.

16. Бондаренко С.С. О динамике подземных вод Западно-Сибирского артезианского бассейна // Изв. ВУЗов. Сер. геол. и разв. 1961. №4. С.96-106.

17. Бондаренко С.С., Куликов Г.В. Подземные промышленные воды. М., Недра, 1984.

18. Боревский Л.В. Определение приведенного давления пластовых вод // Тр. Гипротюменьнефтегаз. М.: Недра, 1971. С. 193-197.

19. Бриллинг И. А. Влияние давления и температуры на фильтрационные свойства глин - В кн.: Связанная вода в дисперсных системах. 1977, вып. 4. С.82-90.

20. Бриллинг И.А. Движение воды в почвах и глинистых породах // Поверхностные плёнки воды в дисперсных структурах. М.: Изд-во Моск. Ун-та, 1988. С. 74-90.

21. Бром в соляных отложениях и рассолах как геохимический индикатор их генезиса, истории и поисковый признак / Под ред. А.П. Виноградова. М.: Изд-во МГУ. 1976. 455 с.

22. Буданов Н.Д. Особенности геологического строения и гидрогеологическая карта Урала // Тр. Ин-та геол. и геохимии УФАН СССР. Свердловск, 1970. Вып. 84. С. 80.

23. Бунеев А.Н. Основы гидрогеохимии минеральных вод осадочных отложений. М.: Медгиз, 1956. 228 с.

24. Буялов Н.И., Аввакумов В.А. и др. Первая нефть Белоруссии. Нефтегаз. геол. и геофиз., текущ. информ. № 1, 1965.

25. Быков В.Н. Экология недропользования: учеб. пособие. В 2-х кн./Перм. госун-т. Перм. гос. техн. ун-т. Пермь, 2000. Кн. 1. 186 с. Кн. 2. 186 с.

26. Вагин С.Б. Распространение различных типов водонапорных систем в гидрогеологических бассейнах эпипалеозойских плит юга СССР // Сов. геол. 1971. №10. С.130-135.

27. Валуконис Г.Ю., Ходьков Л.Е. Роль подземных вод в формировании месторождений полезных ископаемых. Л.: Недра. Ленингр. отд-ние, 1978. 296 с.

28. Валуконис Г.Ю., Ходьков А.Е. Геологические закономерности движения подземных вод, нефти и газа. Л.: ЛГУ, 1973. 303 с.

29. Валяев Б.М. Геодинамические аспекты глубинной углеводородной дегазации. Дисс. докт. г-м. н. М.: ГИН РАН, 1987. 420 с.

30. Валяшко М.Г. Генезис рассолов осадочной оболочки // Химия земной коры / Под ред. А.П. Виноградова. М.: Изд-во АН СССР, 1963. Т. 1. С. 253-277.

31. Валяшко М.Г. Единство природных вод и некоторые вопросы их геохимии // Вести. МГУ. 1966. № 5. С. 34-51.

32. Васильев Ю.М., Мильничук B.C. Новые данные о газонефтеносности Челкарской площади Северного Прикаспия. ННТ, серия геологическая, № 11, 1959.

33. Веригин H.H., Шержуков Б.С. Диффузия и массообмен при фильтрации жидкостей в пористых средах // Развитие исследований по теории фильтрации в СССР. М.: Наука. 1969. С. 237-277.

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

35. Влияние поровых вод на физико-механические свойства пород / Под ред. А.Е. Бабинца. Киев: Наук, думка, 1974. 319с.

36. Водоватова З.А. Изучение проницаемости песчано-глинистых пород в условиях повышенных температур методом электропроводности. - В кн.: Взаимодействие поверхностного и подземного стока. 1976, вып. 3. С.101-108.

37. Всеволожский В.А. Основы гидрогеологии: Учебник. М.: Изд-во МГУ, 1991.351 с.

38. Всеволожский В.А. Подземный сток и водный баланс платформенных структур. М.: Недра, 1983.

39. Всеволожский В.А. Ресурсы подземных вод южной части Западно-Сибирской низменности. М.: Наука, 1973. 150с.

40. Гавич И.К. Теория и практика применения моделирования в гидрогеологии. М.: Недра. 1980. 358 с.

41. Гавич И.К., Лучшева A.A., Семёнова-Ерофеева С.М.. Сборник задач по общей гидрогеологии. М., Недра, 1985. 177с.

42. Гаев А.Я. Гидрогеохимия Урала и вопросы охраны подземных вод. Свердловск: Изд. Уральского университета, 1989. 368 с.

43. Гаев А.Я., Алферов И.Н., Гацков В.Г. и др. Экологические основы водохозяйственной деятельности (на примере Оренбургской области и сопредельных районов/; под общ. ред. А.Я. Гаева; Перм. ун-т и др. - Пермь; Оренбург, 2007. - 327 с.

из

44. Гаев А.Я.„ Гацков В.Г., Ибрагимов P.JI. и др. Методы исследования и защиты водохозяйственных объектов горнодобывающих районов/; под общ. ред. А.Я. Гаева; Перм. ун-т и др. - Пермь; Оренбург, 2006. 222 с.

45. Гаев А.Я., Хоментовский A.C. О глубинной гидродинамике (на примере востока Русской платформы) // Докл. АН СССР. 1982. Т. 263, № 4. С. 967-970.

46. Гаев А.Я., Шугорев Б.Д., Бутолин А.П. Подземные резервуары. JL: Недра. Ленингр. отд-ние, 1986. 223 с.

47. Галкин Л.К. и др. Отчёт по теме «Обобщение и анализ геолого-геофизических материалов по площадям Оренбургского геологического управления за 1975-1976 гг. Оренбург, ОПГО, 1976.

48. Гаррелс P.M., Крайст Ч.Л. Растворы, минералы, равновесия. М.: Мир, 1968. 368 с.

49. Гатальский М.А. О значении динамики в формировании подземных вод Русской платформы. Труды ВНИГРИ. Сер. нов. 1956. Вып. 95. С.232-243.

50. Гацков В.Г. Техногенное изменение геологической среды в районах поисков, разведки и эксплуатации месторождений углеводородов (на примере Предуралья и сопредельных территорий) Автореф. дисс. доктора геол.-мин. наук. Москва - 2004. 47 с.

51. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области. /Под ред. д. г.-м. наук Пантелеева A.C./ - Оренбург: Оренбургское кн. изд-во, 1997.- 272 с.

52. Геологическая эволюция и самоорганизация системы вода-порода: в 5 томах. Т.1: Система вода-порода в земной коре: взаимодействие, кинетика, равновесие, моделирование / В.А. Алексеев, Б.Н. Рыженко, СЛ. Шварцев и др. Новосибирск: Изд. СО РАН. 2005. - 244 с.

53. Гидрогеологические исследования для захоронения промышленных сточных вод в глубокие водоносные горизонты (методические указания). Авторы: Боревская В.А., Гаврилов И.Т., Гольдберг В.М. и др. Под ред. Антоненко К.И., Чаповского Е.Г. М., Недра,1979. 311с.

54. Гидрогеологические условия формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской области / М.И. Зайдельсон, А.И. Чистовский, Е.А. Барс и др. М.: Недра, 1973. 279 с.

55. Гидрогеология Волго-Уральской нефтегазоносной области. М.: Недра, 1967. 422 с.

56. Гидрогеология СССР. М.: Недра, 1970. Т. 13. 800с.; 1972. Т. 15. 344 с; 1972. Т. 43. 272 с.

57. Гидрогеология СССР. Сводный том. Вып. 1. Основные закономерности распространения подземных вод. М.: Недра, 1976.

58. Глянцев A.B. Влияние разработки нефтяных месторождений Южного Предуралья на верхнюю часть земной коры // Региональная научно-практическая конференция молодых учёных и специалистов Оренбуржья : Сб. материалов. 4.2.-Оренбург, 2003. С. 87-88.

59. Глянцев A.B. Межпластовые перетоки по разрывным нарушениям и трещинам пород покрышек // Вестник Горного института. Пермь : ГИ УрО РАН. №3, 2003. с.34-35.

60. Глянцев A.B. О методике определения коэффициента фильтрации пород покрышек месторождений нефти и газа в Южном Предуралье // Региональная научно-практическая конференция молодых учёных и специалистов Оренбуржья: Сб. материалов. Оренбург, 2005. С. 266-267.

61. Глянцев A.B. Фильтрационные свойства пород покрышек нефтяных месторождений на Южном Урале и методика их определения // Материалы научной сессии Горного института УрО РАН. Пермь, 2005. с.25-27.

62. Глянцев A.B. Изучение взаимодействия водоносных комплексов в нефтегазодобывающих районах Оренбургской области. Литосфера, 2009, № 3. С. 80-86.

63. Глянцев A.B. Техногенные изменения в подземных водах и сейсмичности на месторождениях углеводородов Оренбуржья. Проблемы региональной экологии, 2009, № 6. С. 131-136.

64. Гольдберг В.М., Скворцов Н.П. Проницаемость и фильтрация в глинах. - М.: "Недра", 1986.-104,120,139 с.

65. Горбунова К.А., Максимович Н.Г., Андрейчук В.Н. Техногенное воздействие на геологическую среду Пермской области. Пермь, 1990. 44 с.

66. Гридин В.И., Дмитриевский А.Н. Системно-аэрокосмическое изучение нефтегазоносных территорий. М.: Наука, 1994. 276 с.

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

68. Дмитриевский С.А., Юфин П.А. Постоянно действующие геолого-математические модели месторождений нефти и газа. М. Нефтяное хозяйство, № 11, 1997. С. 27-37.

69. Догановский A.M. Гидросфера Земли / A.M. Догановский, В.Н. Малинин; Под ред. Л.Н. Карлина. СПб: Гидрометеоиздат, 2004.

70. Донецков H.A., Донецкова A.A. Отчёт о государственной гидрогеологической съёмке листа N-40-XXXI масштаба 1:200000 за 1969-1971 гг. Оренбург, 1971.

71. Донецков H.A., Донецкова A.A. Отчёт о государственной гидрогеологической съёмке масштаба 1:200000 листа N-39-XXV. Оренбург, 1980.

72. Донецков H.A., Донецкова A.A. Обобщение материалов по минеральнм водам с целью оценки перспектив использования их в народном хозяйстве Оренбургской области. Оренбург, 1984.

73. Донецков H.A., Донецкова A.A., Севастьянов О.М., Севастьянова C.K. Отчёт по региональной оценке прогнозных ресурсов подземных промышленных вод в западной части Оренбургской области. Оренбург, 1985.

74. Донецкова A.A., Кархардин Г. С. Отчёт о государственной гидрогеологической съёмке листа N-39-XXXVI. Оренбург, 1973.

75. Донецков H.A., Донецкова A.A. Отчёт по теме: «Комплексная экологически обоснованная оценка прогнозных ресурсов подземных вод для технического водоснабжения объектов нетедобычи НГДУ Сорочинскнефть в пределах центральной части Бузулукской впадины». Оренбург, ОАО «ОренбургНИПИнефть», 2001.

76. Дюнин В.И. Региональная гидродинамика Западно-Сибирского артезианского бассейна. Дисс. канд.г-м.н.М.: МГУ, 1974. 250 с.

77. Дюнин В.И. Гидрогеодинамика глубоких горизонтов нефтегазоносных бассейнов. М., Научный мир, 2000.

78. Дюнин Б.И. Методика изучения глубокого подземного стока. М.: Недра, 1985. 136 с.

79. Ежов Ю.А. К вопросу об интерпретации гидрохимических данных по Вол го-Уральской нефтегазоносной области // Тр. Ин-та геологии и геохимии УНЦ АН СССР. 1979. Вып. 140: Карст, гидрогеология Предуралья. С. 54-58.

80. Ефремов В.А. Материалы к государственной геологической карте СССР листа N-40-XXV масштаба 1:200000 (Средне-Волжская серия). Саратов, 1988.

81. Жуков В.Т, Новаковский Б.А., Чумаченко А.Н. Компьютерное геоэкологическое картографирование. - М.: Научный мир, 1999. 128 с.

82. Журнал «Определение коэффициентов пористости и проницаемости». Оренбург, ОАО «Оренбурггеология», 1984.

83. Журнал «Определение коэффициентов пористости и проницаемости». Оренбург, ОАО «Оренбурггеология», 1988-1997.

84. Журнал «Определение коэффициентов пористости и проницаемости». Оренбург, ОАО «Оренбурггеология», 1998-2001.

85. Зайцев И.К. Гидрогеохимия СССР. Л.: Недра. 1986. 239 с.

86. Зайцев И.К., Толстихин Н.И. Закономерности распространения и формирования минеральных (промышленных и лечебных) подземных вод на территории СССР. М.: Недра, 1972. 280 с.

87. Зайдельсон М.И. Водонапорная система палеозойских отложений юго-востока Русской платформы в связи с формированием, поисками и разведкой месторождений нефти и газа: Автореф. дис. ...д-ра геол.-минерал, наук, Л., 1969. 48 с.

88. Зайдельсон М.И. К вопросу о динамике подземных рассолов палеозойского продуктивного комплекса на территории Урала-Поволжья. Вопросы нефтяной гидрогеологии. Куйбышев. 1972. С.25-32.

89. Зайцев И.К. Особенности гидрохимии гидрогеологических структур СССР // Гидрогеохимия основных гидрогеологическихструктур СССР. Л., 1978. С. 3-28. (Тр. ВСЕГЕИ. Нов. серия; Т. 269).

90. Затенацкая Н.П. Поровые воды осадочных пород. М.: Наука, 1974.

158 с.

91. Зекцер И.С. Закономерности формирования подземного стока и научно-методические основы его изучения. М.: Наука, 1977. 172 с.

92. Зинченко Л.Е. Ведение автоматизированной информационной системы АИС ГВК "Подземные воды". Оренбург, 1993.

93. Злочевская Р.И. Связанная вода в глинистых грунтах. М.: Изд-во МГУ, 1969. 175 с.

94. Злочевская Р.И., Дивисилова В.И. О взаимодействии глин с растворами электролитов в процессе набухания // Связанная вода в дисперсных системах / Под ред. В.Ф. Киселева. М.: Изд-во МГУ, 1972. Вып. 2. С 43-65.

95. Злочевская Р.И., Королев В.А. Электроповерхностные явления в глинистых породах. М.: Изд-во МГУ. 1988. 177 с.

96. Иванова К.П. Формирование этажей нефтегазоносности в зонах нефтегазонакопления Волго-Уральской провинции // Тектонические факторы размещения зон нефтегазонакопления. Д., 1979. С. 66-76.

97. Игнатович Н.К. О закономерностях распределения и формирования подземных вод. ДАН СССР. 1944. Т.45. №3. С. 133-137.

98. Игнатович Н.К. Гидрогеология Русской платформы. М.: Госгеолтехиздат, 1948. 333 с.

99. Изменение гидрогеохимических условий в процессе эксплуатации Ярино-Каменноложского месторождения / А.Я. Гаев, И.Н. Шестов, Е.А. Душников и др. // Геология и полезные ископаемые Урала и Приуралья. Пермь, 1971. С. 64-70.

100. Кадастр подземных вод Оренбургской области.

101. Квливидзе В.И., Краснушкин A.B. Подвижность воды на поверхности глинистых минералов по данным ЯМР 170 // Докл. АН СССР. 1975. Т. 222, №2. С. 388-389.

102. Капченко Л.Н. Генезис глубокозалегающих подземных вод нефтегазоносных бассейнов и их роль в нефтегазонакоплении: Автореф. дис. д-ра геол.-минерал, наук. Д., 1975. 48 с.

103. Карта гидродинамической структуры СССР (верхний гидродинамический этаж) // Атлас гидрогеологических и инженерно-геологических карт СССР / Под общей редакцией Н.В. Роговской. М.: ГУГК, 1983.

104. Карта гидродинамической структуры СССР (нижний гидродинамический этаж) // Атлас гидрогеологических и инженерно-геологических карт СССР / Под общей редакцией Н.В. Роговской. М.: ГУГК, 1983.

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

106. Карцев A.A. Нефтегазовая гидрогеология. М.: Недра, 1992. 206 с.

107. Карцев A.A., Илюхин JI.H., Попова H.B. и др. Межпластовые перетоки флюидов как показатели нефтегазоносности // Обз. Информация. Серия Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИЭгазпром, 1990. - 37 с.

108. Карцев A.A., Колодий В.В. и др. Типы и эволюции гидрогеодинамических систем // Изв. АН СССР. Сер. геол. 1971. №6. С.122-127.

109. Карцев A.A., Никаноров A.M. Нефтегазопромысловая гидрогеология. М.: Недра, 1983. 199 с.

110. Кац Д.М. Гидрогеология. М., изд-во «Колос», 1969.

111. Кириков В.П., Горский В.П. Сводная легенда Средне-Волжской серии Государственной геологической карты СССР масштаба 1:200000. Горький, 1988.

112. Кирюхин В.А. Региональная гидрогеология: учебник для вузов. СПб. Горный ин-т (ТУ). СПб., 2005. 344 с.

113. Кирюхин В.А., Коротков А.И., Шварцев С.Л. Гидрогеохимия: Учебник для вузов. М.: Недра, 1993. 384 с.

114. Кисилёв П.А. Изменение давления с глубиной в водоносных горизонтах при отсутствии или наличии перетекания подземных вод. Водные ресурсы, 2002, том 29, №4. С.416-419.

115. Киссин И.Г. Восточно-Предкавказский артезианский бассейн. М.: Наука, 1964. 239 с.

116. Клубова Т.Т. Особенности миграции нефти через глинисто-карбонатные породы // Физические свойства коллекторов нефти при высоких давлениях и температурах. М.: Наука, 1979. С.92-104.

117. Клубова Т.Т., Климушина Л.П., Медведева A.M. Особенности формирования залежей нефти в глинах баженовской свиты // Нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири. Тр. МГиРГИ. М. 1980. С. 145-147.

118. Колодий B.B. Гидродинамические и палеогидродинамические условия плиоценовых отложений Западно-Туркменской впадины. Сов.геол. 1966. №12. С.50-62.

119. Колодий В.В. Подземные воды нефтегазовых провинций и их роль в миграции и аккумуляции нефти (на примере Юга СССР). Киев: Наук. Думка, 1983.247 с.

120. Корценштейн В.Н. Гидрогеология газоносных районов Советского Союза. Тр. Всесоюз. н. ис. ин.-та природного газа. JI. 1964. 372 с.

121. Корценштейн В.Н. Водонапорные системы крупнейших газовых и газоконденсатных месторождений СССР. М.: Недра, 1977. 247 с.

122. Корценштейн В.Н. Нарушение равновесия природных флюидальных систем при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1980. 224 с.

123. Корценштейн В.Н. Растворенные газы подземной гидросферы Земли. М.: Недра, 1984. 230 с.

124. Котова М.С. Об изменении состава и минерализации поровых вод при выжимании их из глин // Зап.Ленинград, горн, ин-та. 1965. Т. 48. вып. 2. С. 88-92.

125. Крайнов С.Р. Геохимия подземных вод. Теоретические, прикладные и экологические аспекты / С.Р. Крайнов, Б.Н. Рыженко, В.М. Швец; Отв. ред. H.A. Лаверов. М.: Наука, 2004.

126. Крайнов С.Р., Швец В.М. Гидрогеохимия. М.: Недра, 1992.463 с.

127. Крайча Я. Газы в подземных водах / Пер. с чеш. М.: Недра, 1980.

343 с.

128. Кротова В.А. Взаимосвязь гидрогеологических и тектонических факторов и их влияние на формирование и размещение углеводородных скоплений. Труды ВНИГРИ. 1974. Вып.348. С.8-17.

129. Кротова В.А. Волго-Уральская нефтегазоносная область // Гидрогеология. Л., 1956. 267 с. (Тр. ВНИГРИ. Нов. серия; Вып. 94).

130. Кротова В.А. Гидрогеологические факторы формирования нефтяных месторождений (на примере Предуралья) // Тр. ВНИГРИ. Л., 1962, Вып. 191. 340 с.

131. Кругликов Н.М., Нелюбин В.В., Яковлев О.Н. Гидрогеология Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна и особенности формирования углеводородов. Л.: Недра, 1985. 279с.

132. Куделин Б.И. Подземный сток на территории СССР. М.: МГУ, 1966.

303с.

133. Кульчицкий Л.И. Роль воды в формировании свойств глинистых пород. М., Недра, 1975.

134. Кушнарев М.В., Пашковский В.Н., Бегметов Э.Ю. и др. Прогноз рапопроявления в Бухаро-Хивинской области // Геология нефтяных и газовых месторождений Западного и Южного Узбекистана. Ташкент. 1972. С. 118-132.

135. Лагунова И.А. Условия проявления и особенности формирования вод пониженной минерализации в глубоких зонах осадочных бассейнов // Сов. геология. 1979. № 2. С. 48-62.

136. Лебедев A.B. Методы изучения баланса грунтовых вод. М., Недра,

1976.

137. Лебедев Л.М. Минералы современных гидротерм. М.: Наука, 1979.

200 с.

138. Личков Б.Л. Формирование подземных вод и единство природных вод // Тр. Лаборатории гидрогеологических проблем АН СССР. 1958. Т. 16.С. 27-33.

139. Ломтадзе В.Д. Методы лабораторных исследований физико-механических свойств горных пород. Ленинград, Недра, Ленинградское отделение, 1972.

140. Ломтадзе В.Д. Роль процессов уплотнения глинистых осадков в формировании подземных вод // Тр. ЛГГП АН СССР. 1958. № 16. С. 179-180.

141. Ломтадзе В.Д. Результаты исследования воды, отжатой из глинистых отложений различной степени их литификации // Изв. вузов. Геология и разведка. 1959. № 9. С. 96-107.

142. Луговая Т.А., Болдырев В.Б. Отчёт Шарлыкской партии о результатах гидрогеологической съёмки с геологическим доизучением масштаба 1:200000 территории листа N-39-XXX за 1990-1994 гг. Оренбург, 1994.

143. Лукнер Л., Шестаков В.М. Моделирование миграции подземных вод. М.: Недра, 1986. 208 с.

144. Лысенин Г.П. Изменение состава пластовых жидкостей Вуктыльского газоконденсатного месторождения в процессе его разработки // Геология, поиск и разведка месторождений горючих полезных ископаемых: Межвуз. сб. науч. тр. Пермь, 1979. С. 78-85.

145. Лысенин Г. П., Леухина О. И,, Карпюк Е. Ф. Техногенное карстообразование при разведке и разработке газовых и нефтяных месторождений // Проблемы изучения техногенного карста/Тез, докл. Кунгур, 1988.

146. Люткевич Е.М. О направлениях поисков и разведке нефти в Белоруссии. Труды ВНИГРИ, вып. 163, Геол. сб. 5, 1960.

147. Майдебор В.И. Разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М., Недра, 1967. 160 с.

148. Макаренко Ф.А. Зональность подземных вод и ее значение в геологических процессах // Проблемы гидрогеологии. М., 1960. С. 155-156.

149. Макарова С.П. Диссертация на тему: «Литолого-фациальные особенности додевонских и девонских отложений Оренбургской области и перспективы их нефтегазоносности». М., ВНИГНИ, 1973.

150. Максимович Г.А. Гидрохимические зоны платформ. В кн.: Химическая география и гидрогеохимия. Вып. 3 (4). Пермь, 1964. С. 101-120.

151. Малиновский H.H. Технологическая схема разработки Загорского и Лебяжинского месторождений Оренбургской области. Оренбург, ОАО «ОренбургНИПИнефть», 1997.

152. Малиновская В.И. и др. Разработка гидрохимических критериев поисков нефтяных и газовых месторождений на основе материалов Оренбургской области за 1964-1966 гг.

153. Малиновская В.И. и др. Отчёт по теме: «Гидрогеологические условия западной части Оренбургской области в связи с перпективными нефтегазоносности за 1970-1972 гг». Оренбург, ЮУО ВНИГНИ, 1972.

154. Малиновская В.И. и др. Отчёт по теме: «Гидрогеологические условия нефтегазоносности палеозойских отложений юго-восточного склона Волго-Уральской антеклизы в связи с поисками нефтяных и газовых залежей. Диссертация на соискание степени к.г.-м.н. М., МГУ, 1980.

155. Масленников В.В. Об углеводородной аномалии над залежами нефти и газа в Приуральской части Западно-Сибирской низменности. «Геология нефти и газа», 1965, № 12.

156. Матусевич В.М. Геофлюидальные системы и проблемы нефтегазоносности Западно-Сибирского мегабассейна / В.М. Матусевич, A.B. Рыльков, И.Н. Ушатинский; Тюменский нефтегазовый ун-т. Тюмень, 2005.

157. Меламуд Е.Л. Тектоника и перспективы нефтегазоносности Оренбургско-Актюбинского Приуралья. М.: Наука, 1981. 92 с.

158. Методологические основы гидрогеологического районирования территории СССР / Сост.: Л.А. Островский, Б.Е. Антыпко, Т.А. конюхова. М.: Недра, 1990.

159. Миллер Р.Л., Кан Дж. С. Статистический анализ в геологических науках / Пер. с англ. М.: Мир, 1965. 482 с.

160. Мироненко В.А., Румынии В.Г. Проблемы гидрогеоэкологии: В 3 т. М.: Изд-во Моск. гос. гор. ун-та, 1998. Т. 1. 611 с.

161. Миропольская Г.А. Новые данные к генезису сульфидов в терригенных отложениях девона востока Русской платформы // ДАН СССР. 1972. Т.203. №6. С. 1393-1396.

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

163. Нестеренко Ю.М., Глянцев A.B. Микротрещиноватость пород покрышек месторождений нефти и газа и переток воды через них в Южном Предуралье // Вестник Горного института. Пермь : ГИ УрО РАН. № 2, 2005. С. 32-34.

164. Нестеренко Ю.М., Глянцев A.B. Вертикальные перетоки и миграция подземных вод в глубокозалегающих горизонтах Южного Урала // Материалы второй всероссийской научно-практической конференции. Оренбург, 2005. С. 228-232.

165. Нестеренко Ю.М., Глянцев A.B. Фильтрационные свойства пород покрышек нефтяных месторождений на Южном Урале и вертикальные перетоки подземных вод // Тез. докл. Международной научной конференции. Пермь, 2005. С.192-193.

166. Нестеренко Ю.М., Глянцев A.B. Выявление взаимосвязи водоносных горизонтов палеозоя по вертикали в Южном Предуралье // Материалы ежегодной научной сессии Горного института УрО РАН. Пермь, 2006. С. 68-70.

167. Нестеренко Ю.М., Глянцев A.B. Водоносные комплексы Бузулукской впадины и их взаимодействие. Нефтепромысловое дело, 2007, №12. С. 35-39.

168. Нестеренко Ю.М., Глянцев A.B. Влияние объектов нефтяной и газовой промышленности на гидрогеологические системы в нефтегазоносных бассейнах. // Материалы всероссийской НПК с международным участием. Оренбург-Пермь, 2008. С. 229-231.

169. Никаноров A.M., Тарасов М.Г., Федоров Ю.А Гидрохимия и формирование подземных вод и рассолов. JL: Гидрометеоиздат, 1983. 244 с.

170. Новейшая тектоника Урала / В.А. Сигов, А.П. Сигов, H.H. Буданова и др.; Под ред. А.П. Сигова, В.А. Сигова. Саратов: Изд-во Сарат. ун-та, 1975. 106 с.

171. Овчинников A.M. Минеральные воды. М.: Госгеолтехиздат, 1963.

375 с.

172. Овчинников A.M. Гидрогеохимия. М.: Недра, 1970. 200 с.

173. Овчинников A.M. Крупные очаги разгрузки подземных вод на Русской платформе. Бюл. МОИП. Отд. геол. 1956. №3. С. 11-112.

174. Овсянникова И.А. Сводная легенда Средне-Волжской серии Государственной гидрогеологической карты масштаба 1:200000 . Дзержинск, 1993.

175. Островский Л.А., Антыпко Б.Е., Конюхова Т.А. Перечень бассейнов подземных вод территории СССР для ведения Государственного водного кадастра. М., 1988.

176. Основы гидрогеологических расчетов. Ф.М. Бочевер, И.В. Гармонов, A.B. Лебедев, В.М. Шестаков. М., Недра, 1969. 367 с.

177. Павилонский В.М. Изменение проницаемости суглинка при длительной фильтрации растворов едкого натра. - Тр. ВОДГЕО, 1977, вып. 68. С.6-9.

178. Пилип Я.А., Даниленко В.А. Количественная оценка экранирующих свойств покрышек углеводородных залежей // Нефтегазовая геология и геофизика, 1979. № 5. С. 19-20.

179. Пиннекер Е.В. Проблемы региональной гидрогеологии (закономерности распространения и формирования подземных вод). М.: Наука, 1977. 195 с.

180. Питьева К.Е. Гидрогеохимия (формирование химического состава подземных вод). М.: Изд-во МГУ, 1978. 328 с.

181. Плугина Т.А. Определение геофильтрационных параметров слабопроницаемых отложений натуральными методами. Обзор ВИЭМС. Сер. гидрогеол. и инж. геол. М. 1978. 54 с.

182. Подземные рассолы СССР. Л., 1976. 109 с. (Тр. ВСЕГЕИ; Т. 246).

183. Поладько В.П., Бехер В.И. Отчёт о государственной гидрогеологической съёмке масштаба 1:200000 листа N-39-XXXV. Оренбург, 1975.

184. Попов В.Г. Гидрогеохимия и гидродинаика Предуралья. М., Наука, 1985. 278 с.

185. Попов В.Г. Основные черты динамики глубокозалегающих подземных вод Башкирского Предуралья // Проблемы гидрогеологии и охраны водных ресурсов Башкирского Предуралья. Уфа, изд. БФ АН СССР, 1980. С. 815.

186. Поровые растворы и методы их изучения / Под ред. Г.В. Богомолова. Минск: Наука и техника, 1968. 223 с.

187. Посохов Е.В. Формирование хлоридных вод гидросферы. Л.: Гидрометеоиздат, 1977. 247 с.

188. Посохов Е.В. Химическая эволюция гидросферы. Л.: Гидрометеоиздат, 1981. 286 с.

189. Посохов Е.В., Толстихин Н.И. Минеральные воды. Л.: Недра, 1977.

240 с.

190. Притула Ю.А., Абрикосов И.Х. и др. Волго-Уральская нефтеносная область. Нефтеносность. Труды ВНИГРИ, вып. 104, 1957.

191. Региональный палеогидрогеологический анализ Русской платформы / Под. ред. Е.А. Баскова; ВСЕГЕИ. СПб, 2001.

192. Самарина B.C. Гидрогеохимия. Л.: Изд-во ЛГУ, 1977. 360 с.

193. Саркисян С.Г., Котельников Д.Д. Глинистые минералы и проблемы нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1980. 232 с.

194. Связь глубинных разломов земной коры платформенных областей СССР с зонами нефтегазонакопления / JI. Н. Розанов, J1. П. Гришанова, А. В. Дехнич и др. // Тектонические факторы размещения зон нефтегазонакопления: Сб тр. ВНИГРИ. Л., 1979. С. 77-95.

195. Силин-Бекчурин А.И. Зональные и азональные процессы формирования подземных вод // Тр. Лаб. гидрогеол. проблем АН СССР. М., 1958. Т. 16. С. 181-186.

196. Силин-Бекчурин А.И. Метод приближённого расчёта скоростей фильтрации и подземного стока рассолов по пьезометрам. Тр. лабор. гидрогеологических проблем АН СССР. 1949. Т.2. С. 158-182.

197. Славянова Л.В. Минеральные и промышленные воды Волго-Уральской области. М.: Госгеолтехиздат, 1963. 98 с.

198. Славянова Л.В., Галицин М.С. Микрокомпоненты в подземных водах Прикаспийской впадины и прилегающих к ней районов юго-востока Русской платформы. М.: Недра, 1970. 170 с.

199. Смирнов С.И. Введение в изучение геохимической истории подземных вод седиментационных бассейнов. М.: Недра, 1974. 264 с.

200. Смирнов С.И. Региональная динамика подземных вод седиментационных бассейнов. М.: Недра, 1979. 105 с.

201. Смирнов С.И. О природе гидрогеохимической зональности // Бюл. Моск. о-ва испытателей природы Отд. геол. 1981. Т. 56, вып. 1. С. 124-138.

202. Соболев B.C. О нефтепроявлениях в солях на Челкарском куполе в северной части Прикаспийской впадины. Труды ВНИГРИ, вып. 163, Геол. сб. 5, 1960.

203. Соколов В.А. Геохимия природных газов. М.: Недра. 1971. 335 с.

204. Справочное руководство гидрогеолога. Под ред. В.М.Максимова. Л.,Недра, 1967, т.2, 63с.

205. Словарь по геологии нефти и газа. Под ред. К.А. Черникова. Л., Недра, 1988, 679 с.

206. Станкевич Е.Ф. О динамике подземных вод глубоких водоносных горизонтов осадочной толщи платформ // Изв. АН СССР. Сер. геол. 1971. №4. С.130-137.

207. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза. М.: Изд-во АН СССР, 1960. Т. 1. 212 с; 1962. Т. 3. 550 с.

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

209. Тведохлебов В.П. Отчёт Саракташской ГСП о работах 1971-1973 гг. по уточнению геологической карты листа N-39-XXXVI. Саратов, 1973.

210. Тведохлебов В.П. Отчёт Саракташской ГСП о работах 1973-1975 гг. по уточнению геологической карты листа N-39-XXXV. Саратов, 1974.

211. Тведохлебов В.П. Отчёт Саракташской ГСП о работах по геологическому доизучению территории листа N-39-XXIX в масштабе 1:200000 за 1975-1977 гг. Саратов, 1977.

212. Тумарев К.К., Шувалов П.Е. Случай повышения пластового давления в процессе эксплуатации нефтяной залежи на Дагаджинском участке Челекенского месторождения. Ж.: «Геология нефти и газа», 1968, № 3.

213. Фомин A.A. Влияние АВПД на деформационные и коллекторские свойства горных пород при различных объёмных напряжениях // Физические свойства коллектора нефти при высоких давлениях и температурах. М.: Наука, 1979. С. 20-30.

214. Формирование подземных вод как основа гидрогеологических прогнозов: Материалы I Всесоюз. гидрогеол. конф. М.: Наука, 1982. Т. 1. 432 с; Т. 2. 368 с.

215. Чарыгин М.М., Васильев Ю.М. и др. Закономерности распределения нефти и газа в Прикаспийской впадине. Изд-во «Недра», 1964.

216. Чувилин В.А., Болсун В.М. Объяснительная записка к картам распределения концентраций в поверхностном стоке территории Оренбургской области. Екатеринбург, 1998.

217. Шестаков В.М. Динамика подземных вод. М. Изд-во МГУ, 1979.

368 с.

218. Щепеткин Ю.В., Острый Г.Б. Микротрещиноватость пород мезозойского чехла Западно-Сибирской низменности. «Нефтегазовая геология и геофизика», 1968. №1.

219. Якобсон Г.П. Принципы и роль гидрогеологических исследований в нефтяной геологии и направление их развития. Труды ВНИГНИ, вып. 96, Москва, 1970.

УТВЕРЖДАЮ

Генеральный директор ООО «Оренбургской

внедрения результатов диссертационных исследований A.B. Глянцева в научно-техническую продукцию ООО «Оренбургская Проектная

Компания»

Мы, нижеподписавшиеся, сотрудники ООО «Оренбургская Проектная Компания»: исполнительный директор В.И. Навальнева, зав. отделом Г.Д. Яхимович, зав. сектором В.Г. Щапова составили настоящий акт о том, что результаты диссертационной работы "Водонапорная гидрогеологическая система и её трансформация при разработке месторождений нефти и газа (на примере Бузулукской впадины)1' использованы при составлении научно-технических отчетов и проектов на месторождениях нефти и газа Западного Оренбуржья. Построенные карты установившихся приведенных уровней вод и выявленный характер движения подземных вод используются при моделировании гидрогеологической обстановки ' на разрабатываемых месторождениях

¡¿к I