11ГЕОХИМИЯ ПРЕСНЫХ ПОДЗЕМНЫХ ВОД В ОБЛАСТЯХ НЕФТЯНОГО ТЕХНОГЕНЕЗА (НА ПРИМЕРЕ ТАТАРСТАНА)
Р.Х. Мусин, З.Г. Калкаманова Казанский федеральный университет, e-mail: Rustam.Musin@kpfu.ru
В Татарстане разведано более 100 нефтяных месторождений, крупнейшие из которых (Ромашкинское, Ново-Елховское и Бавлинское) расположены в Восточно-Закамском регионе Республики, в пределах Южно-Татарского свода Волго-Уральской антеклизы (рис. 1). Разработка этих объектов начата в 1950-х гг., а с 1960-х гг. она ведется с использованием систем поддержки пластового давления [1-2]. Более чем пятидесятилетняя эксплуатация крупных нефтяных объектов привела к существенной трансформации гидрогеоэкологических условий верхней части гидрогеологического разреза за счет интенсивного загрязнения зоны пресных подземных вод попутными нефтяными водами, минерализация которых может достигать 250-300 г/л [3-5]. К началу 1970-х годов было выявлено, что данное загрязнение происходит, в первую очередь, из-за разливов нефти и попутных рассолов, а одной из главных причин разливов и утечек является коррозионное разрушение нефтепромыслового оборудования и трубопроводов. Количество ежегодно ликвидируемых порывов на промысловых трубопроводах в различные периоды освоения месторождений варьировало от 4 до 17 тысяч. Максимальное же их количество приходилось на середину 1980-х годов, когда были зафиксированы наивысшие концентрации хлоридов и других контаминантов в речных водах. В период наиболее интенсивной добычи нефти (1970-1980-е гг.) ежегодные потери попутно добываемых рассолов на поверхности в результате разливов, аварийных разрывов и скрытых утечек составляли не менее 4-5 млн м [3]. Сегодня даже специалисты ОАО «Татнефть» говорят о региональном характере распространения нефтяного (хлоридного) загрязнения [6].
Верхняя часть разреза нефтяного региона Татарстана представлена комплексами пермских сульфатно-карбонатно-терригенных и плиоцен-четвертичных терригенных отложений [7]. Пермские отложения отличаются широким спектром фациальных условий формирования - от морских (верхнешельфовых) до континентальных (озерных, аллювиальных и др.). Морские отложения обычно обладают карбонатно-терригенным составом и серой окраской, в некоторых случаях мощности их отдельных прослоев могут достигать 20 м и более. Континентальные отложения в основном представлены песчано-
глинистыми пестроцветными образованиями, с толщиной прослоев, редко превышающей 6-8 м. Важной чертой пермской толщи является ее загипсованность, нарастающая в восточном направлении. Гипсы отмечаются как в виде редких мелких включений, так и отдельных невыдержанных слоев, толщина которых редко превышает 0,5-1 м. Плиоцен-четвертичные отложения представлены песчано-глинистыми породами. Максимальной мощностью (до 210 м) они обладают в палео- и современных речных долинах, ширина их обычно не превышает 10 км.
Преобладающая мощность зоны пресных подземных вод - 150-200 м. В разрезе пермских образований эта зона охватывает отложения казанского, уржумского и северодвинского ярусов. В ней выделяется ряд водоносных и слабоводоносных комплексов, связанных межпластовым взаимодействием по схеме А.Н. Мятиева. Основными областями питания подземных вод являются водораздельные пространства, а разгрузки - речные долины, т.е. верхняя часть разреза Восточно-Закамского региона является областью преимущественного развития междуречных подземных потоков. Наиболее продуктивными элементами разреза являются нижне- и верхнеказанский водоносные комплексы. До середины 1960-х гг. они являлись полем развития подземных вод, формирование состава которых контролировалось преимущественно природными факторами и процессами. Природные условия определяют бимодальный характер распределения составов подземных вод [8-9]. С одной стороны, это гидрокарбонатные воды с минерализацией, редко превышающей 0,6 г/л, и жесткостью (здесь и далее понимается общая жесткость) до 7-8 мг-экв/л; с другой, - гидрокарбонатно-сульфатные и сульфатные воды с минерализацией до 2-3 г/л и жесткостью до 20-30 мг-экв/л (при наименовании типа воды на последнем месте отражен преобладающий компонент, согласно [10]). В первом случае основным гидрогеохимическим процессом является углекислотное выщелачивание карбонатно-терригенных пород, при этом превалирующий объем маломинерализованных гидрокарбонатных подземных вод характеризуется питьевым качеством; во втором - выщелачивание и растворение гипсов, а также смешение с водами более глубокой циркуляции в зонах разгрузки в палео- и современных долинах. С конца 1960-х гг. рассмотренный природный гидрогеохимический фон стал нарушаться из-за появления на уровне казанских и смежных отложений подземных вод с долей хлоридов в анионном составе более 20-25 %-экв, с минерализацией до 5-10 г/л и жесткостью до 70-80 мг-экв/л. К 1990-2000 гг. подземные воды с повышенной
концентрацией хлоридов в контурах крупных нефтяных месторождений были уже широко распространены (рис. 2). При этом в центральной части месторождений воды отличаются преимущественно хлоридным и гидрокарбонатно-хлоридным составами с минерализацией до 3-5 г/л и преобладающей жесткостью до 20 г-экв/л, а краевые зоны месторождений отличаются распространением хлоридно-гидрокарбонатных вод с минерализацией до 1,0-1,5 г/л и жесткостью 7-12 мг-экв/л [11]. Отмеченное изменение гидрогеохимических условий в верхней части гидрогеологического разреза обусловило почти катастрофическое положение в системе хозяйственно-питьевого водоснабжения многих населенных пунктов, базирующемся на каптаже подземных вод. Скорее всего, именно этот фактор ответственен за рост заболеваемости местного населения с начала интенсивной разработки нефтяных месторождений [3]. В связи с этим, масштабное загрязнение почв, пород зоны аэрации, поверхностных и подземных вод попутно добываемыми высококонцентрированными рассолами является основной гидрогеоэкологической проблемой нефтегазового комплекса Татарстана [3-4].
Вышесказанное определяет высокую актуальность выявления в областях нефтяного техногенеза динамики изменения во времени состава первично пресных подземных вод, а также определенных количественных показателей условий их формирования.
Динамика трансформации гидрогеохимических условий может быть определена разными способами. Одним из них является расчет и анализ градиентов концентраций:
С - С
^аёС = 2 1 , (1)
^ 2 — ^
где ^аёС - градиент концентраций (мг/л*год, мг-экв/л*год и т.д.); С2 и С1 -частные или средние содержания компонентов (значения параметров) в водах определенных гидрогеологических подразделений за различные отрезки времени; (¿2-^) -интервал времени между этапами гидрогеохимического опробования [11].
На основе этих градиентов возможен расчет времени, через которое подземные воды при существующих природно-техногенных условиях потеряют питьевое качество (содержания отдельных компонентов превысят предельно-допустимые концентрации, если они не были достигнуты на последнем этапе опробования):
Т = ПДК - С2 , (2)
^гаёС
где Т - время в годах.
Концентрационные градиенты были определены на основе аналитических данных опробования нижнеказанского водоносного комплекса в Восточно-Закамском регионе в 1960-х гг. (во время проведения государственных гидрогеологических съемок масштаба 1:200000) и в 1990-х - начале 2000-х гг. (при проведении площадных гидрогеоэкологических исследований). С целью получения наиболее корректной информации и исключения вариаций состава подземных вод, связанных с особенностями их питания, каптажа и некоторыми другими факторами, использовались аналитические данные преимущественно по родникам, опробованным в летнюю межень, равномерно распределенным по площади и расположенным на удалении от населенных пунктов. Разновременный гидрогеохимический материал был подвергнут разносторонней обработке. При этом учитывались флуктуации во времени состава вод одних и тех же водопроявлений, особенности изменения ситуации на площадных гидрогеохимических картах. Также был проведен анализ гидрогеохимической информации, осредненной по отдельным водосборным бассейнам. Последние представляют собой относительно изолированные геогидродинамические системы примерно с едиными условиями формирования и движения подземных вод. Границами этих систем являются речные долины и (или) поверхностные водоразделы. По значениям градиентов концентраций и временной характеристике все водосборные бассейны, площади которых обычно не превышают 150-200 км2, в пределах нефтяного региона Татарстана можно подразделить на 4 типа (группы) по степени изменения (ухудшения) состава подземных вод казанских отложений (табл. 1; рис. 3).
Две последние группы бассейнов маркируют наиболее интенсивно осваиваемые площади указанных нефтяных месторождений. Первые две группы располагаются по периферии и за пределами нефтяных объектов. В долговременном плане скорость увеличения значений отдельных компонентов и параметров состава первоначально пресных подземных вод за счет влияния нефтеразработок может достигать: по минерализации - 43 мг/л*год, общей жесткости - 0,6 мг-экв/л*год, концентрациям хлоридов - 28 мг/л*год. Полученные результаты позволяют прогнозировать ухудшение качества пресных подземных вод в пределах вводимых в разработку малых нефтяных
месторождений, а также (при получении соответствующих данных) и улучшение качества вод - на выработанных площадях.
Таблица 1
Значения параметров "¡гай С" и "Т" в пределах отдельных водосборных бассейнов нефтяного региона Татарстана
Изменения отдельных параметров состава подземных вод
Водосборные Минерализация Жесткость общая Хлориды
бассейны Огай С Т Огай С Т Огай С Т
(мг/л*год) (год) (мг-экв/л*год) (год) (мг/л*год) (год)
С крайне слабой 0,3-4,0 154-2489 0,001-0,05 18-230 0,1-2,1 130-5040
степенью изменения
состава ПВ
Со слабой степенью 4,0-14,0 38-150 0,05-0,1 0-15 2,5-6,0 24-128
изменения состава ПВ
Со средней степенью 14,0-19,0 0-30 0,1-0,2 0 7,5-13,6 0-13
изменения состава ПВ
С высокой степенью 24,0-43,0 0 0,23-0,6 0 14,0-27,5 0
изменения состава ПВ
Об особенностях формирования состава подземных вод в районах длительных и интенсивных нефтеразработок можно судить и по гидрогеохимическому исследованию водораздельных участков, где проявляется преимущественно нисходящая фильтрация (поверхностные водоразделы в Татарстане обычно и водоразделы подземных вод). Определяющим здесь считается взаимодействие литогенной составляющей первоначально с атмосферными осадками, а далее - уже с их трансформированными «дериватами». В этом случае удобно пользоваться концентрационными градиентами в следующей форме [12]:
С - С
¡гайС = С-С! , (3)
И2 - \
где ¡гайС - градиент концентраций (мг/л*м, мг-экв/л*м и т.д.); С2 и С1 концентрации (значения) компонентов (параметров) в водах на глубинных уровнях, соответственно, И2 и к1 (данные концентрационные градиенты удобно назвать глубинными, а ранее рассмотренные - временными).
Для получения наиболее объективной картины целесообразно выделение концентрационных градиентов на нескольких глубинных уровнях: до 50; 50-100; более 100 м. Для первого глубинного интервала С1 отражает характеристики атмосферных осадков, а к1 равно нулю, для второго и третьего интервалов используются параметры водоносных горизонтов соответствующих глубин.
Восточно-Закамский регион Татарстана относится к зоне достаточного увлажнения, норма осадков здесь ~ 500 мм/год. Осадки характеризуются преимущественно сульфатно-гидрокарбонатным кальциевым и гидрокарбонатно-сульфатным натриево-кальциевым составами; их минерализация - 5-1300 мг/дм3, при ее средней величине - 43 мг/дм3.
В табл. 2 приводятся некоторые данные по изучению около 50 «водораздельных» скважин, в которых раздельному испытанию и опробованию в стратиграфическом интервале уржумского и казанского ярусов подвергнуты несколько водоносных горизонтов. Приведенные значения глубинных концентрационных градиентов довольно информативны. Стоит только подчеркнуть следующие моменты.
- Техногенный фактор в виде разработки нефтяных месторождений может оказывать влияние на формирование состава подземных вод, и это влияние на порядок превышает роль природных факторов в виде литолого-фациальных особенностей строения водовмещающего разреза.
- Основной уровень минерализации подземных вод в незагипсованных разрезах вне контуров разрабатываемых нефтяных месторождений складывается уже в самом верхнем пятидесятиметровом интервале.
- При наличии гипса резкий рост солесодержания подземных вод обычно отмечается с глубин 40-70 м, тогда как более верхний интервал является довольно хорошо промытым.
- В районах нефтеразработок нефтяное (хлоридное) загрязнение может проявляться как сверху - за счет утечек попутных нефтяных вод (и в этом случае максимальные градиенты минерализации и концентраций хлоридов и др. компонентов отмечаются в самой верхней части разреза), так и снизу - за счет восходящих заколонных перетоков (при этом повышенные значения градиентов фиксируются с глубины 100120 м). Глубинный же интервал 50-100 м может являться областью развития наименее минерализованных и жестких подземных вод.
- Отрицательные значения концентрационных градиентов связаны в основном с процессами высаливания (выпадения из раствора, прежде всего, гидроокислов железа, алюминия и карбонатов кальция) и сорбции, к которым в контурах нефтяных месторождений добавляются возможные проявления хлоридного загрязнения лишь в самой верхней части разреза.
Значения глубинных концентрационных градиентов при вертикальной нисходящей фильтрации в пермских отложениях нефтяного региона Татарстана
Параметры Глубина залегания, м Терригенные разрезы Карбонатно-терригенные разрезы Разрезы с I нефтераз] злиянием работок
«нормальные» с гипсом «нормальные» с гипсом «нормальные» с гипсом
Минерализация до 50 3,3-7,2 6,3 4,3-7,0 4,6-16,3 11,4-34 6,4-60,5
50-100 (-1,1)-1,7 4,1-44,9 0,1-2,8 1,6-79,2 (-35)-(-4,4) (-4)63,2
>100 0,1-0,6 1,2-17,6 (-2)-3,9 0,9-149 (-28)-17,7
Жесткость, общая до 50 0,06-0,1 0,1 0,07-0,1 0,1-0,32 0,11-0,51 0,1-0,76
50-100 (-0,1)0 0-0,64 (-0,1)0,1 0-0,84 (-0,7)-0,1 0-0,4
>100 0,003 (-0,1)0,1 (-0,03)-0 0,01-1,7 (-0,23-0,2
НСО- до 50 3,6-7,4 до 4,9 4,5-6,8 4,2-5,3 2,5-7,0 0,5-3,8
50-100 Н2Н8 (-2,7)-(-1,6) (-1,1)-2,4 (-4,7)-3,5 0,6-3,7 (-6,4)-0,9
>100 (-0,8)0,4 (-1,7)-1,6 (-1,6)-0,1 (-6,6)-(-0,2) (-11,1)-3,7
СТ до 50 0,08-0,26 0,3 0-0,29 0-0,26 4-17,5 0,82-24,5
50-100 0-0,12 0,12-0,3 0-0,17 0-1,2 (-25)-0,9 5,4-6,9
>100 0,01-0,08 0-1,2 0-0,6 0-1,66 (-2,8)-12,9
до 50 0-0,21 1,2 0-0,33 0,9-5,8 0-0,8 1,67-4,7
50-100 (-0,3)-0,5 3,4-33,6 (-0,1)-0,7 1,1-59,3 (-0,2)-1,1 1,2-43,0
>100 (-0,1)0,1 1,7-11,5 (-0,3)0,2 0,9-112,3 (-1,9)-3
до 50 0,1-1,22 1,2 0,5-1,1 0,9-4,8 0,94-6,4 0,9-18,0
50-100 (-1,1)0,1 0-11,3 (-0,2)0,5 0-15,1 (-9,3)0,7 1,6-4,1
>100 (-0,1)0,1 (-05-0,6 (-0,2)0,1 0-23,4 (-1,6)-5,1
до 50 0,03-0,94 0,4 0,3-0,95 0,54-0,93 0,8-2,3 0-4,2
50-100 (-0,2)-1,2 0,8-0,9 (-0,3)-0,3 0-1,53 (-2,4)-0,5 (-1,2)-2,1
>100 0-0,12 (-0,4)-0,4 (-0,2)-0,05 0,02-18 (-1,2)-0,4
(МаЖ)+ до 50 0-0,66 0,7 0,13-0,8 0,01-0,6 0,1-6,0 0,8-1,5
50-100 0-1,0 0,4-22 0-1,0 0,3-7,5 (-3,0>1,1 0,1-12,3
>100 0,03-0,19 1,5-6,4 0-1,7 0,05-12,1 (-5,6)-2,7
Сумма анионов до 50 0,07-0,15 0,12 0,09-0,13 0,09-0,34 0,2-0,62 0,12-0,9
50-100 0-0,03 0,1-0,7 0-0,05 0,02-1,2 (-0,7)-0,1 0-0,9
>100 0,004-0,01 0,01-0,25 0-0,05 0, 01-0,5 (-0,4)-0,14
Примечание. Единицы измерения общей жесткости и суммы анионов - мг-экв/л*м, остальных параметров - мг/л*м; значения градиентов для первого глубинного уровня определены с учетом состава атмосферных осадков.
В табл. 2 учтены особенности изменения концентрационных градиентов в связи с разной глубиной залегания водоносных горизонтов, общим характером строения разрезов и с техногенным фактором в виде нефтеразработок. Для более детальной характеристики этого изменения был проведен корреляционный анализ, в котором дополнительно использовались следующие данные: возраст водовмещающих и перекрывающих пород; мощности опробованных водоносных горизонтов и их «перекрытия»; подробная
литолого-фациальная характеристика этих горизонтов и перекрывающих зон, доля каждой основной литологической разности пород определенной фации (терригенные породы подразделялись на сероцветные (предположительно морские) и красноцветные, континентальные). Карбонатные породы учитывались суммарно, вне зависимости от их положения в серо- или красноцветной частях разреза, дополнительно рассчитывался общий потенциал глинистых пород вне связи с их фациальными особенностями (табл. 3).
Данные табл. 3 также весьма информативны, и они не противоречат основным закономерностям поведения главных компонентов и параметров состава подземных вод в зоне активного водообмена [13]. Значения концентрационных градиентов в большей их части определяются, прежде всего, литологическими особенностями коллекторов подземных вод и влиянием процессов нефтедобычи, меньшую роль играет глубинный фактор. Литолого-фациальные особенности зон перекрытия водоносных горизонтов в случае отсутствия гипса имеют незначительное влияние на концентрационные градиенты, а роль таких параметров как возраст и мощность водовмещающих и перекрывающих их пород сведена практически к нулю. Значимые отрицательные связи градиентов гидрокарбонатов с параметром возраста пород учитывались при оцифровке - каждому стратиграфическому подразделению присваивалось цифровое значение, которое увеличивалось вниз по разрезу; в связи с этим данные отрицательные корреляционные связи определялись и глубиной залегания. Дополнительно необходимо отметить противоположную роль глинистых и карбонатных пород водоносных горизонтов в характере поведения концентрационных градиентов всех рассматриваемых компонентов и интегральных показателей состава подземных вод; а также прямо противоположное поведение градиентов гидрокарбонатов и сульфатов, которое, в первую очередь, определяется глубинным фактором, связано с насыщением подземных вод карбонатами кальция и с возможностью их выпадения в осадок при выщелачивании гипсов.
К основным результатам (дополнительно к вышеотмеченным) относятся следующие.
- В формировании состава пресных подземных вод нефтяного региона Татарстана природные и техногенные факторы играют примерно равную роль.
- Среди природных факторов наибольшее значение имеют литологические особенности водоносных горизонтов в виде соотношения сульфатных, карбонатных и глинистых пород, а также глубина их залегания.
Корреляционные связи значений градиентов концентраций основных компонентов состава подземных вод с параметрами некоторых геолого-гидрогеологических показателей
Геолого- гидрогеологические показатели Grad М Grad Ж Grad HCO3- Grad Cl- Grad SO42 Grad Ca2+ Grad Mg2+ Grad Na++ K+ Grad Анионы
Глубина кровли -0,01 -0,16 -0,70 -0,19 0,43 -0,07 -0,31 0,14 -0,11
Глубина подошвы 0,07 -0,07 -0,73 -0,17 0,52 0,03 -0,27 0,12 -0,03
Мощность 0,16 0,23 0,14 0,11 0,05 0,21 0,15 -0,09 0,17
Возраст -0,03 -0,14 -0,62 0,00 0,21 -0,06 -0,27 0,18 -0,08
Терриг. породы (континент. фации) -0,03 0,06 0,24 -0,14 -0,02 -0,03 0,15 -0,23 -0,03
Терриг. породы (морские фации) -0,02 -0,15 -0,45 0,08 0,05 -0,07 -0,21 0,27 -0,05
Глинистые породы -0,07 -0,22 -0,51 -0,10 0,16 -0,15 -0,24 0,20 -0,13
Карбонатные породы 0,10 0,11 0,05 0,14 0,05 0,14 0,02 0,04 0,12
Глубина кровли 0,07 -0,07 -0,73 -0,17 0,52 0,03 -0,27 0,12 -0,03
Глубина подошвы -0,03 -0,14 -0,68 -0,23 0,41 -0,06 -0,30 0,02 -0,13
Мощность -0,23 -0,19 -0,06 -0,19 -0,14 -0,20 -0,14 -0,20 -0,24
Эффективная мощн. -0,14 -0,17 -0,01 -0,17 -0,08 -0,15 -0,19 0,01 -0,16
Возраст 0,08 -0,01 -0,57 0,07 0,25 0,06 -0,16 0,17 0,03
Терриген. породы (континен. фации) -0,24 -0,19 0,23 -0,02 -0,44 -0,26 0,00 -0,09 -0,20
Терриген. породы (морские фации) 0,06 0,00 -0,35 -0,05 0,31 0,07 -0,13 0,03 0,01
Глинистые породы -0,33 -0,46 -0,21 -0,21 -0,22 -0,46 -0,26 0,21 -0,36
Карбонат. породы 0,43 0,43 0,18 0,16 0,35 0,43 0,26 0,11 0,42
Разрезы с влиянием нефтеразработок 0,51 0,53 0,02 0,76 -0,08 0,49 0,45 0,32 0,57
Загипсованные разрезы 0,41 0,29 -0,49 0,10 0,66 0,37 0,01 0,23 0,34
Примечание. В первом столбце начальные 8 параметров характеризуют зону перекрытия водоносных горизонтов (для первого от поверхности водонасыщенного интервала это зона аэрации); следующие 9 параметров, показанные курсивом, относятся непосредственно к водоносным горизонтам. Полужирным шрифтом приведены значимые коэффициенты парной корреляции.
- Выявленные концентрационные градиенты и характер их поведения можно использовать и для прогноза гидрогеохимических условий в верхней части разреза, в областях преобладающей нисходящей фильтрации с известными геоэкологическими условиями, что необходимо для рационального размещения и обустройства одиночных скважинных питьевых водозаборов и прогнозно-перспективных оценок развития технических и, возможно, минеральных вод с заданными соотношениями макрокомпонентов.
- Преобладающие глубинные интервалы развития подземных вод питьевого качества в пермских отложениях при слабом проявлении техногенного фактора: 0-150 м -для преимущественно терригенных разрезов; 0-100 м - для карбонатно-терригенных разрезов; 0-50 (70) м - загипсованных разрезов. Для участков же интенсивных нефтеразработок при отсутствии в разрезе сульфатных пород таким интервалом может быть 50-100 (120) м.
ЛИТЕРАТУРА
1. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Под ред. Н.Н. Гавуры. В 2 т. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1996.
2. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Хисамов Р.Б. и др. Нефтегазоносность Республики Татарстан: геология и разработка нефтяных месторождений. В 2 т. Казань: «ФЭН» АН РТ, 2007.
3. Гидрогеоэкологические исследования в нефтедобывающих районах Республики Татарстан / Под ред. А.И. Короткова и В.К. Учаева. Казань: Изд-во НПО «Репер», 2007. 300 с.
4. Мусин Р.Х., Салихова А.А., Ханафеева А.Р. О важнейшей гидрогеоэкологической проблеме нефтегазового комплекса Татарстана // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика: Электрон. науч. журн. 2011. Вып. 2(4). 16 с. - Режим доступа: http://www.oilgasjournal.ru
5. Подземные воды Татарии / Под ред. М.Е. Королева. Казань: Изд-во Казан. унта, 1987. 189 с.
6. Хисамов Р.С., Гатиятуллин Н.С., Ибрагимов Р.Л., Покровский В.А. Все о гидрогеологии / Под ред. Р.С. Хисамова. Казань: Изд-во «ФЭН» АН РТ, 2014. 351 с.
7. Геология Татарстана: Стратиграфия и тектоника / Под ред. Б.В. Бурова. М.: ГЕОС, 2003. 402 с.
8. Государственный доклад о состоянии природных ресурсов и об охране окружающей среды Республики Татарстан в 2013 г. Казань, 2014. URL: http://eco.tatarstan.ru/rus/gosdoklad/2013.htm
9. Мусин Р.Х., Мусина Р.З. Гидрогеологические исследования в нефтяном регионе Татарстана // Нефть. Газ. Новации. 2009. № 9. С. 28-38.
10. Отраслевой стандарт. Воды подземные. Классификация по химическому составу и температуре. М.: ВСЕГИНГЕО, 1986. 12 с.
11. Мусин Р. Х. Техногенные изменения в гидролитосфере Республики Татарстан // Недропользование XXI век. 2013. № 5. С. 61-66.
12. Мусин Р.Х., Файзрахманова З.Г., Загидуллина К.Р., Мусина Р.З. Вариации и условия формирования состава природных вод в отдельных регионах Татарстана // Гидрогеология сегодня и завтра: наука, образование, практика: Материалы междунар. науч. конф. М.: МАКС Пресс, 2013. С. 334-341.
13. Шварцев С.Л. Гидрогеохимия зоны гипергенеза. М.: Недра, 1998. 354 с.
ПРИЛОЖЕНИЕ
Рис. 1. Расположение Восточно-Закамского региона и крупных нефтяных месторождений в пределах Татарстана: 1 - Восточно-Закамский регион (площадь ~20 тыс. км2); 2 - площади нефтяных месторождений и их номера: I - Ромашкинское, II - Ново-Елховское, III - Бавлинское
Рис. 2. Схематическая гидрогеохимическая карта нижнеказанского водоносного комплекса в Восточно-Закамском регионе Татарстана: 1-6 - типы вод по анионному составу: 1 - гидрокарбонатный; 2 - сульфатный; 3 - хлоридный; 4-6 - смешанный (4 - с преобладанием гидрокарбонат-иона, 5 - с преобладанием сульфат-иона, 6 - с преобладанием хлорид-иона); 7 - зоны отсутствия нижнеказанского комплекса
Условные ос о течения
Ялраитер и.'Че^млй гухуди-чии; состава подавим!« Е-эд | Краь*? слабое Среднее
■Ц Славе* ^Я Сильно»
Рис. 3. Распределение водосборных бассейнов с различной степенью изменения состава поземных вод нижнеказанского комплекса в центральной части нефтяного региона Татарстана (пунктирной линией показаны контуры Ромашкинского (I) и Ново-Елховского (II) нефтяных месторождений)
