CC BY
58Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа
Geology, prospecting and exploration of oil and gas fields
25.00.07 Гидрогеология (технические науки)
DOI: 10.31660/0445-0108-2019-5-10-22
УДК 556.3.01
Гидрогеохимические условия нефтегазовых областей Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона (часть 1)
В. А. Бешенцев1, Ю. И. Сальникова1, 2*, Р. Н. Абдрашитова1, С. В. Воробьева1
1 Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, Россия 2Западно-Сибирский институт проблем геологии нефти и газа Тюменского индустриального университета, г. Тюмень, Россия *e-mail: salnikova.julja@rambler.ru
Аннотация. Объектом исследований авторов статьи являлись гидрогеохимические условия мезозойского гидрогеологического бассейна в пределах Ямало-Ненецкого нефтегазоносного региона. Мезозойский бассейн включает в себя апт-альб-сеноманский, неокомский и юрский гидрогеологические комплексы, содержащие термальные, минерализованные воды. Отмечено, что водообмен в рассматриваемом бассейне значительно затруднен, что накладывает отпечаток на гидрогеохимические условия. В работе приведены карты распространения типов вод по трем комплексам мезозойского бассейна, карты изменения величины минерализации и наиболее ценных микрокомпонентов (йода и брома). Установлено, что с глубиной (от апт-альб-сеноманского до юрского комплекса) увеличивается площадь распространения гидрокарбонатно-натриевого типа вод. Отмечены дальнейшие направления исследований подземных вод региона.
Ключевые слова: Западно-Сибирский мегабассейн; гидрогеологический комплекс; минерализация подземных вод; водопроводимость; йод и бром в подземных водах; прогноз нефтегазоносности
Hydrogeochemical conditions of oil and gas areas in
Yamalo-Nenets oil and gas producing region (Part 1)
Vladimir A. Beshentsev1, Yulia I. Salnikova1,2*, Rimma N. Abdrashitova1, Seema V. Vorobjeva1
11ndustrial University of Tyumen, Tyumen, Russia
2West Siberian Institute of Oil and Gas Geology of Industrial University of Tyumen, Tyumen, Russia
*e-mail: salnikova.julja@rambler.ru
Abstract. The object of our research is hydrogeochemical conditions of the Mesozoic hydrogeological basin within Yamalo-Nenets oil and gas bearing region. The Mesozoic basin includes the Aptian-Albian-Cenomanian, Neocomian and Jurassic hydrogeological complexes. These complexes contain thermal and mineralized water. The water exchange in the basin in question is significantly hampered; this is reflected in hydrogeochemical conditions. The article presents the distribution maps of water types in three complexes of the Mesozoic basin, maps of changes in the magnitude of mineralization and the content of the most valuable microcomponents (iodine and bromine). It has been established that with the depth (from the Aptian-Albian-Cenomanian to the Jurassic complex) the area of distribution of sodium bicarbonate-type water increases. Further directions of groundwater research in the region are noted.
Key words: the West Siberian megabasin; hydrogeological complex; ground-water salinity; water conductivity; iodine and bromine in groundwater; oil and gas content forecast
Введение
По данным нефтегазогеологического районирования, проведенного специалистами, результаты которого отражены в работах [1, 2], на территории Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона в настоящий момент выделяется 7 нефтегазоносных областей (НГО) (рис. 1): Васюганская; Гыданская; Надым-Пурская; Пур-Тазовская; Среднеобская; Фроловская; Ямальская.
Следует отметить, что Среднеобская и Васюганская НГО территориально приурочены в основном к Ханты-Мансийскому автономному округу — Югре, лишь малой частью попадая в Ямало-Ненецкий нефтегазодобывающий регион.
В данной статье (часть 1) рассмотрены Васюганская, Гыданская и Надым-Пурская НГО, результаты исследований по остальным четырем нефтегазоносным областям будут опубликованы в следующем номере журнала (часть 2).
Объект и методы исследования
Объектом исследования, результаты которого приводятся ниже, является геохимический облик мезозойских подземных вод, приуроченных к нефтегазовым месторождениям Ямало-Ненецкого нефтегазоносного региона.
Подземные воды исследуемой территории относятся к северной части Западно-Сибирского мегабассейна. Вертикальный разрез этой части мегабассей-на состоит из кайнозойского, мезозойского и палеозойского гидрогеологических бассейнов [3, 4]. Условия кайнозойского гидрогеологического бассейна не являются целью данного исследования, поскольку в статье главным образом рассмотрена природа глубоких нефтегазоносных горизонтов.
Мезозойский бассейн включает в себя апт-альб-сеноманский, неокомский и юрский гидрогеологические комплексы, содержащие термальные минерализованные воды, водообмен которых значительно затруднен. Движение вод происходит в направлении от обрамления бассейна через центр и далее на север в сторону Карского моря [1].
Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс пользуется повсеместным распространением на территории Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона. Водообильность комплекса в разрезе мезозойского бассейна самая высокая. Дебиты скважин варьируют в пределах от 100 до 600 м3/сут. Подземные воды данного комплекса высоконапорные.
Условные обозначения
# Опорные точки и ме сторождения Васюганская НГО Фроловская НГО
Гор но- с клад чатый Ур ал Ямальская НГО Надым-Пурская НГО
Средне обская НГО Гыданская НГО Пур-Тазовская НГО
Рис. 1. Нефтегазоносные области Ямало-Ненецкого автономного округа
Пьезометрические уровни устанавливаются на отметках 50-60 метров. Коэффициент водопроводимости кт = 300-500 м2/сут. Коэффициент пьезопро-водности а = 5-10 - 5-10 м /сут [3]. Подземные воды достаточно широко применяются с целью заводнения нефтеносных пластов, а сам коллектор используется для целей подземного захоронения сточных вод.
Неокомский гидрогеологический комплекс в региональном масштабе также имеет широкое распространение. Его строение характеризуется крайней неоднородностью по взаимоотношению водоносных и водоупорных толщ. Водо-
обильность отложений комплекса незначительна, дебиты воды изменяются от 1 до 350 м3/сут при динамических уровнях 129-1 797 метров.
Тип ВОДЫ Преобладающий тип I I Горно-складчатый ИЗ ал
5 С| п, | | Гидрокарбонатно-натриевый
8 С|-На|М I I Хлоридно-кальциевый
Рис. 2. Тип вод апт-альб-сеноманского (а), неокомского (б), юрского (в) гидрогеологических комплексов
Пьезометрический уровень устанавливается в скважинах на глубинах до 20-30 м [3]. Воды неокома не представляют интереса для хозяйственно-питьевого водоснабжения, однако их солевой и микрокомпонентный состав позволяет их рассматривать как лечебные и лечебно-столовые воды.
Юрский гидрогеологический комплекс в центральной части исследуемого региона вскрывается на глубинах 3 000 м, глубина залегания его отложений на периферии уменьшается вплоть до выхода на поверхность. Воды комплекса характеризуются незначительными дебитами от 0,7 до 63,4 м3/сут и неупорядоченными напорами пластовых вод [3].
Проведенными гидрогеологическими исследованиями на месторождениях нефти и газа севера Западно-Сибирского мегабассейна [1, 5] установлено, что гидрогеохимический облик представлен в основном хлоридно-кальциевым типом подземных вод (рис. 2; табл. 1). При этом с глубиной наблюдается тенденция к преобладанию гидрокарбонатно-натриевого типа вод.
Таблица 1
Усредненный химический состав подземных вод нефтегазоносных областей, мг/дм [1]
Нефтегазоносная область Гидрогеологический комплекс Общая минерализация, г/дм3 №+ + ^ Са2+ Mg2+ С1- НСО3- 8О42"
Гыданская Апт-альб-сеноманский Неокомский Юрский 13,00 6,77 1,37 4 908,00 1 924,50 441,00 92,00 16,00 8,00 54,00 8,50 4,00 7 447,00 1 684,50 411,00 476,00 1 159,00 500,00 28,00 56,00 4,00
Ямальская Апт-альб-сеноманский Неокомский Юрский 9,89 6,75 9,91 3 636,50 2 236,50 3 562,00 48,00 32,00 35,00 13,00 12,00 23,00 4 751,50 2 411,00 4 042,00 964,00 2 135,00 1 214,00 7,50 26,50 38,00
Надым-Пурская Апт-альб-сеноманский Неокомский Юрский 16,71 12,10 34,55 5 814,50 4 288,88 11 321,50 306,50 135,00 947,75 80,50 14,25 49,00 9 444,00 6 320,50 20 389,00 308,00 1 061,50 610,00 18,28 27,00 24,50
Пур-Тазовская Апт-альб-сеноманский Неокомский Юрский 11,67 12,01 11,53 4 190,25 3 873,00 4 298,50 201,00 536,50 160,00 43,50 16,50 20,50 5 993,00 7 136,25 6 241,00 274,75 305,00 1 055,50 13,50 24,00 21,50
Среднеобская Апт-альб-сеноманский Неокомский Юрский 14,26 16,11 23,05 4 860,00 5 681,75 8 540,00 680,00 312,50 250,00 12,00 26,25 78,00 8 510,00 9 234,25 12 980,00 195,00 1 095,50 1 240,00 16,00 654,00
Фроловская Апт-альб-сеноманский Неокомский Юрский 19,00 5,18 16,80 1 630,00 3 060,00 1 730,00 98,00 69,00 31,60 7,00 13,00 51,00 2 340,00 3 547,00 5 319,00 573,00 903,00 998,00 н/о 115,00 н/о
Васюганская Апт-альб-сеноманский Неокомский Юрский 8,79 21,17 28,81 2 738,00 7 050,00 9 180,00 508,00 864,00 794,00 29,00 50,50 130,00 5 008,00 12 162,00 16 600,00 389,00 230,00 770,00 12,00 28,50 26,00
Более подробная характеристика химического состава подземных вод мезозойского гидрогеологического бассейна представлена ниже при описании гидрогеохимических условий нефтегазоносных областей.
Результаты
1. Васюганская НГО
Васюганская нефтегазоносная область находится в юго-восточной части Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона и большей частью в Ханты-Мансийском автономном округе. Она включает в себя Александровский нефтегазоносный район.
Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс
Пластовые воды изучаемого гидрогеологического комплекса имеют минерализацию 8,79 г/дм3 (см. табл. 1). По классификации В. А. Сулина они относятся к хлоридно-кальциевому типу. Водородный показатель (рН) составляет 6,8-8,7.
Основные солеобразующие компоненты, формирующие состав пластовых вод изучаемого комплекса, характеризуются средними содержаниями: №+ + К+ составляет 2 738,0 мг/дм3, Са2+ — 508,0 мг/дм3, Mg2+ — 29,0 мг/дм3, С1- — 5 008,0 мг/дм3, НСО3- —389 мг/дм3, СО3- — 6 мг/дм3, БО42~ —12,0 мг/дм3, NN4+ — 12,5 мг/дм3 (см. табл. 1). В состав вод входит ряд микрокомпонентов, определенных в следующем количестве: бор (7,2-38,7 мг/дм3), бром (51,3-63,3 мг/дм3), йод (2,5-24,6 мг/дм3), железо (1,4-6,5 мг/дм3) и фтор (0,9 мг/дм3) (табл. 2). Содержание в водах йода и брома отражено на рисунках 3, 4. Коэффициент ^а/гС1 варьирует в пределах от 0,79 до 0,97. Удельный вес составляет 1,010-1,013 г/см3.
Таблица 2
Усредненный микрокомпонентный состав подземных вод нефтегазоносных областей, мг/дм [1]
Нефтегазоносная область Гидрогеологический комплекс Йод Бром Бор Железо Фтор Нафтеновые кислоты Удельный вес
Гыдан-ская Апт-альб-сеноманский Неокомский Юрский 10,0-25,6 1,6-14,2 3,4-5,7 11,4-57,5 3,2-39,6 4,2-6,9 1,3-13,8 0,8-15,5 1,2-5,2 0,5-4,0 0,4-4,4 0,3-7,0 0,2-1,02 0,1-1,04 1,003-1,014 1,002-1,011
Ямальская Апт-алб-сеноманский Неокомский Юрский 4,2-14,0 8,7-21,8 7,0-27,3 7,5-44,0 28,7-51,7 10,0-47,3 1,3-19,0 1,1-41,7 0,9-33,0 1,5-1,9 1,3-4,0 0,3-3,0 0,5-5,5 0,1-2,3 0,1-1,2 1,001-1,011 1,001-1,007 1,007-1,017
Надым-Пурская Апт-алб-сеноманский Неокомский Юрский 8,54-29,9 0,84-15,77 1,75-12,26 22,59-50,54 61,99 11,32-61,45 4,2-10,0 3,0-45,8 3,01-17,19 - 0,68-1,2 0,0-3,11 0,27-1,31 0,0-0,3 0,0-1,4 0,2-0,24 1,009-1,011 1,01-1,014 1,006-1,028
Пур-Тазовская Апт-альб-сеноманский Неокомский Юрский 1,72-17,44 14,84 0,31-6,12 1,29-70,22 57,78 2,13-40,55 0,43-56,43 0,1-7,16 1,14-10,92 - 0-26,0 0,1-3,51 0,5-0,81 1,04 56,0 0,36-3,54 1,001-1,016 1,000-1,017 1,002-1,014
Средне-обская Апт-альб-сеноманский Неокомский Юрский 15,2-21,0 8,7-21,8 20,0 45,0-50,0 28,7-51,7 90,0 5,71 14,3 6,05 - - - -
Фролов-ская Апт-альб-сеноманский Неокомский Юрский 2,0 1,0-6,0 9,0 13,7 2,16-38,0 23,2 5,51 3,39-27,9 14,3 - 0,8 0,3-1,0 0,5 0,18 0,54 0,04 1,002 1,000-1,006 1,007
Васю-ганская Апт-альб-сеноманский Неокомский Юрский 2,5-24,6 8,9-33,0 4,8-20,3 51,3-63,3 15,0-84,0 29,0-38,3 7,2-38,7 3,8-21,1 3,8-15,0 1,4-6,5 0,9 0,4-2,4 0,6-24,0 - 1,010-1,013 1,004-1,012 1,002-1,014
На исследуемой территории применение минерализованных подземных вод апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса осуществляется главным образом для целей поддержания пластового давления при разработке месторождений углеводородов. Это объясняется близостью их химического состава к законтурным водам в интервалах промышленной нефтеносности, отсутствием негативных последствий для фильтрационных свойств пластов при смешении вод и, соответственно, положительными нефтевымывающими свойствами.
В водах апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса содержится растворенный газ с тенденцией изменения состава с азотного (от окраин) на метановый (к центру). Доля метана в составе достигает 98 %, углекислого газа — 1,6 %, гелия — 0,006-0,022 %.
В верхней части исследуемого комплекса температура воды изменяется от +5 до +45 С, в центральной части она находится в пределах от +20 до +40 С. Наиболее холодные воды с температурой от +5 до +20 С наблюдаются в периферийных частях изучаемой территории.
Неокомский гидрогеологический комплекс По химическому составу воды комплекса хлоридные натриевые, согласно классификации В. А. Сулина гидрокарбонатно-натриевого, хлоридно-кальциевого, редко хлоридно-магниевого типа. Имеют минерализацию 21,17 г/дм3. Величина pH равна 6,0-8,9.
В среднем концентрации основных солеобразующих компонентов в пластовых водах изучаемого комплекса составляют: Na+ + К+ — 7 050,0 мг/дм3, Са2+ — 864,0 мг/дм3, — 50,50 мг/дм3, С1- — 12 162,0 мг/дм3, НСОз- — 230,0 мг/ дм3, Б042- — 28,50 мг/дм3 (см. табл. 1). Микрокомпонентный состав вод охарактеризован йодом (8,9-33,0 мг/дм3), бромом (15,0-84,0 мг/дм3), бором (3,821,1 мг/дм), фто-ром (0,4-2,4 мг/дм) (см. табл. 2, рис. 5, 6). Значения удельного веса изменяются от 1,004 до 1,012 г/см3.
Рис. 3. Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс. Изменение содержания йода в пластовых водах
Рис. 4. Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс. Изменение содержания брома в пластовых водах
Рис. 5. Изменение содержания йода в подземных водах неокомского гидрогеологического комплекса
Рис. 6. Изменение содержания брома в подземных водах неокомского гидрогеологического комплекса
Юрский гидрогеологический комплекс В исследуемом комплексе преобладают преимущественно воды хлоридно-натриевого типа с минерализацией 28,81 г/дм3 (см. табл. 1).
Макрокомпоненты в пластовых водах описываемого комплекса содержатся в среднем: + К+ (9 180,0 мг/дм3), Са2+ (794,0 мг/дм3), Mg2+ (130,0 мг/дм3), С1- (16 600,0 мг/дм3), НСО3- (770,0 мг/дм3), Б042- (26,0 мг/дм3) (см. табл. 1). В состав вод входят следующие микрокомпоненты: йод (4,8-20,3 мг/дм3), бор (3,8-15,0 мг/дм3), бром (38,3-29,0 мг/дм3), фтор (0,6-24,0 мг/дм3) (см. табл. 2, рис. 7, 8).
2. Гыданская НГО
Гидрогеологическая изученность разреза мезозойского и палеозойского гидрогеологических бассейнов Гыданской НГО по сравнению с южными районами несколько слабее [3, 6].
Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс Пластовые воды изучаемого гидрогеологического комплекса имеют минерализацию 13,0 г/дм3 (см. табл. 1). По классификации В. А. Сулина они относятся к хлоридно-кальциевому типу. Величина рН составляет 6,8-8,7.
Компоненты, формирующие основной состав пластовых вод данного комплекса, характеризуются средними содержаниями, которые отображены в таблице 1: +К+ (4 908,0 мг/дм3), С1- (7 447,0 мг/дм3), НСО3- (476,0 мг/дм3), Са2+ (92,0 мг/дм3), Mg2+ (54,0 мг/дм3), Б042- (28,0 мг/дм3). Микрокомпонентные составляющие подземных вод представлены в следующем количестве: бром (11,4-57,5 мг/дм3), бор (1,3-13,8 мг/дм3), йод (10,0-25,6 мг/дм3), фтор (0,4-4,4 мг/дм3), железо (0,5-4,0 мг/дм3) (см. табл. 2, рис. 3, 4).
Неокомский гидрогеологический комплекс Воды неокомского гидрогеологического комплекса относятся в основном к гидрокарбонатно-натриевому типу по В. А. Сулину (rNa/rQ = 1,01-1,99). Воды хлоридно-кальциевого типа (rNa/rQ = 0,74-0,95) с минерализацией от 6,77 г/дм3 характеризуются ограниченным распространением (установлены в единичных скважинах на Пякяхинской, Южно-Мессояхской, Находкинской и Соленинской площадях). По водородному показателю среда вод обычно нейтральная или слабощелочная (рН = 6,1-8,4). Плотность вод равна 1,002-1,011 г/см3.
Содержания основных ионов солевого раствора по району имеют следующие значения: + К+ (1 924,0 мг/дм3), С1- (1 684,50 мг/дм3), Са2+ (16,0 мг/дм3), Mg2+ (8,5 мг/дм3), НСО3- (1 159,0 мг/дм3), БО/- (56,0 мг/дм3) (см. табл. 1). Микрокомпонентный состав представлен бором (0,8-15,5 мг/дм3), бромом (3,2-39,6 мг/дм3), йодом (1,6-14,2 мг/дм3), фтором (0,3-7,0 мг/дм3) (см. табл. 2, рис. 5, 6).
Рис. 7. Изменение содержания йода в подземных водах юрского гидрогеологического комплекса
Юрский гидрогеологический комплекс Гидрохимическая характеристика комплекса в районе работ изучена слабо за счет низкой информативности большинства проб (недоосвоенность скважин).
По классификации В. А. Сулина воды относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу. Коэффициент метаморфизации г№/гС1 составляет 2,10-2,74, водородный показатель (рН) — 8,4. Минерализация вод юрских отложений почти не изменяется по разрезу и находится в узком диапазоне — 1,37 г/дм3.
В подземных водах, заключенных в юрском гидрогеологическом комплексе, содержание № + К в среднем составляет 441,0 мг/дм , остальные макрокомпонен-
ты — СГ (411,0 мг/дм3), Са2+ (8,0 мг/дм3), Mg2+ (4,0 мг/дм3), НСО3- (500,0 мг/дм3), Б042 (4,0 мг/дм3) (см. табл. 1). Микрокомпоненты определены в следующем количестве: бром (4,2-6,9 мг/дм3); бор (1,2-5,2 мг/дм3); йод (3,4-5,7 мг/дм3) (см. табл. 2, рис. 7, 8).
О 70 140 210 280км
Рис. 8. Изменение содержания брома в подземных водах юрского гидрогеологического комплекса
3. Надым-Пурская НГО
Данная нефтегазоносная область находится в южной части Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона (см. рис. 1). Она является самой многочисленной по количеству разрабатываемых и эксплуатируемых месторождений углеводородов. Включает в себя Губкинский, Уренгойский, Ярудей-ский, Надымский, Вынгапуровский, Варьеганский нефтегазоносные районы, в которых расположены более пятидесяти месторождений [7].
Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс Согласно классификации В. А. Сулина по химическому составу пластовые воды комплекса хлоридно-кальциевые с минерализацией 16,71 г/дм3 (см. табл. 1). В ионном составе пластовых вод наряду с преобладающими ионами + К+ (5 814,5 мг/дм3) и С1- (9 444,0 мг/дм3) в меньшем количестве присутствуют ионы Са2+ (306,5 мг/дм3), Mg2+ (80,5 мг/дм3), НС03- (308,0 мг/дм3) и Б042- (18,28 мг/дм3) [8]. В подземных водах комплекса микрокомпоненты находятся в следующем количестве: йод (8,54-29,9 мг/дм3), бром (22,59-50,54 мг/дм3), бор (4,2-10,0 мг/дм3), фтор (0,68-1,2 мг/дм3) и ^ (9,0-22,5 мг/дм3) (см. табл. 2, рис. 3, 4).
Растворенный в воде газ имеет состав, аналогичный свободному. Содержание метана достигает 96,9 %. Количество инертных газов незначительно. Значение относительной плотности по воздуху соответствует 0,567.
Неокомский гидрогеологический комплекс Тип воды комплекса — хлоридно-кальциевый (по В. А. Сулину), имеет широкое распространение на территории Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона (см. рис. 2 б). Подземные воды характеризуются минерализацией, нарастающей вниз по разрезу — до 12,10 г/дм3 (см. табл. 1). Преобладающими ионами солевого состава являются (в среднем) + К+ — 4 288,88 мг/дм3 и
С1- — 6 320,5 мг/дм3. В меньшей степени присутствуют Са2+ (в среднем) в количестве 135,0 мг/дм3, Mg2+ — 14,25 мг/дм3, НС03- — 1 061,5 мг/дм3 и Б042- — 27,0 мг/дм3. Из микрокомпонентов в подземных водах отмечаются йод (0,84-15,77 мг/дм3), бром (61,99 мг/дм3), бор (3,0-45,8 мг/дм3) и Ж4 (0,4-69 мг/дм3) (см. табл. 2, рис. 5, 6).
Водорастворенный газ имеет метановый состав, его содержание составляет 87-98 %. Газонасыщенность вод изменяется от 0,84 до 4,25 м3/м3. Относительная плотность по воздуху составила 0,5867.
Юрский гидрогеологический комплекс Воды комплекса гидрокарбонатно-натриевого типа характеризуются средней минерализацией 34,55 г/дм3 (см. табл. 1). Здесь также в составе пластовых вод доминируют ионы Ка+ + К+ — 11 321,5 мг/дм3 и С1- — 20 389,0 мг/дм3 (в среднем), ионы Са2+ в среднем составляют 947,75 мг/дм3, Mg2+ — 49,0 мг/дм3, НС03- — 610,0 мг/дм3 и Б042- — 24,5 мг/дм3 [7]. Микрокомпонентый состав в подземных водах определен следующими составляющими: йод (1,75-12,26 мг/ дм3), бром (11,32-61,45 мг/дм3), бор (3,01-17,19 мг/дм3) и КН4 (10,5-36,0 мг/дм3) (см. табл. 2, рис. 7, 8).
Библиографический список
1. Оценка ресурсов и качества подземных вод Ямало-ненецкого автономного округа / И. В. Абатурова [и др.]; Институт геологии и геохимии УрО РАН. - Екатеринбург, 2003. - 394 с.
2. Западная Сибирь // Геология и полезные ископаемые России. В шести томах. Т. 2 / Гл. ред. В. П. Орлов; ред. 2-го тома: А. Э. Конторович, В. С. Сурков. - СПб.: ВСЕГЕИ, 2000. - 477 с.
3. Бешенцев В. А., Семенова Т. В. Подземные воды Севера Западной Сибири (в пределах Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона): моногр. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. - 224 с.
4. Матусевич В. М. Гидрогеологические бассейны Западно-Сибирской равнины // 27-я сессия Международного геологического конгресса, тезисы. - М., 1984. - Т. IX, часть 2. - С. 373-374.
5. Бешенцев В. А., Лазутин Н. К. Подземные воды мезозойского гидрогеологического бассейна, приуроченные к месторождениям нефти и газа Пур-Тазовской НГО Ямало-Ненецкого нефтегазоносного региона // Горные ведомости. - 2017. - № 3. - С. 32-41.
6. Сальникова Ю. И., Абдрашитова Р. Н., Бешенцев В. А. Гидрогеохимические условия Западно- и Восточно-Мессояхского месторождений // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2017. - № 2. - С. 28-35. Б01: 10.31660/0445-0108-2017-2-28-35
7. Бешенцев В. А. Мезозойские подземные воды Надым-Пурской нефтегазоносной области Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона // Горные ведомости. - 2017. -№ 1. - С. 40-50.
8. Матусевич В. М., Рыльков А. В. Геолого-геохимические условия нефте-газообразования и формирование нефтегазоносности осадочных бассейнов // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2014. - № 1. - С. 28-36.
References
1. Abaturova, I. V., & Beshentsev, V. A. (2003). Otsenka resursov i kachestva podzem-nykh vod Yamalo-nenetskogo avtonomnogo okruga. Ekaterinburg, Institut geologii i geokhimii UrO RAN Publ., 394 p. (In Russian).
2. Kontorovich, A. E., & Surkov, V. S. (Ed.). (2000). Zapadnaya Sibir'. Geologiya i poleznye iskopaemye Rossii. V shesti tomakh. Tom 2. St. Petersburg, VSEGEI Publ., 477 p. (In Russian).
3. Beshentsev, V. A., & Semenova, T. V. (2015). Podzemnye vody Severa Zapadnoy Sibiri (v predelakh Yamalo-Nenetskogo neftegazodobyvayushchego regiona). Tyumen, TyumGNGU Publ., 224 p. (In Russian).
4. Matusevich, V. M. (1984). Gidrogeologicheskie basseyny Zapadno-Sibirskoy ravniny. Mezhdunarodnyy geologicheskiy kongress (27th session), IX(chast' 2). Moscow, pp. 373-374. (In Russian).
5. Beshentsev, V. A., & Lazutin, N. K. (2017). Podzemnye vody mezozoyskogo gidrogeo-logicheskogo basseyna, priurochennye k mestorozhdeniyam nefti i gaza Pur-Tazovskoy NGO Yamalo-Nenetskogo neftegazonosnogo regiona. Gornye vedomosti, (3), pp. 32-41. (In Russian).
6. Salnikova, Yu. I., Abdrashitova, R. N., & Beshentsev, V. A. (2017). Hydrogeochemical conditions of Western and Eastern Messoyakhsk deposits. Oil and Gas Studies, (2), pp. 28-35. (In Russian). DOI: 10.31660/0445-0108-2017-2-28-35
7. Beshentsev, V. A. (2017). Mezozoyskie podzemnye vody Nadym-Purskoy neftegazo-nosnoy oblasti Yamalo-Nenetskogo neftegazodobyvayushchego regiona. Gornye vedomosti, (1), pp. 40-50. (In Russian).
8. Matusevich, V. M., & Ryl'kov, A. V. (2014). Geological and geochemical conditions of oil and gas generation and formation of oil and gas content of the sedimentary basins. Oil and Gas Studies, (1), pp. 28-36. (In Russian).
Сведения об авторах
Бешенцев Владимир Анатольевич,
д. г.-м. н., профессор кафедры геологии месторождений нефти и газа, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Сальникова Юлия Ивановна, аспирант, Тюменский индустриальный университет, заведующий сектором Западно-Сибирского института проблем геологии нефти и газа Тюменского индустриального университета, г. Тюмень, e-mail: salniko-va.julja@rambler. ru
Абдрашитова Римма Наильевна, к. г.-м. н., доцент кафедры геологии месторождений нефти и газа, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Воробьева Сима Васильевна, д. т. н., профессор кафедры техносферной безопасности, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Information about authors
Vladimir A. Beshentsev, Doctor of Geology and Mineralogy, Professor at the Department of Geology of Oil and Gas Fields, Industrial University of Tyumen
Yulia I. Salnikova, Postgraduate, Industrial University of Tyumen, Head of sector of the West Siberian Institute of Oil and Gas Geology of Industrial University of Tyumen, e-mail: salnikova.julja@rambler. ru
Rimma N. Abdrashitova, Candidate of Geology and Mineralogy, Associate Professor at the Department of Geology of Oil and Gas Fields, Industrial University of Tyumen Seema V. Vorobjeva, Doctor of Engineering, Professor at the Department of Technosphere Safety, Industrial University of Tyumen
