CC BY
13
ГЕОЛОГО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ НАУКИ
ГИДРОТЕРМЫ ПРИКАСПИЙСКОЙ НИЗМЕННОСТИ
(САМУР-АТАЧАЙ) 1 2 Имамова Т.А. , Наджафова С.Г. Email: Imamova1148@scientifictext.ru
1Имамова Тарана Али - кандидат геолого-минералогических наук, научный сотрудник,
НИИ физических проблем, Бакинский государственный университет; 2Наджафова Сабина Гюльага - диссертант, Национальная Академия Азербайджанской Республики, ведущий специалист, Государственное агентство по альтернативным источникам энергии, г. Баку, Азербайджанская Республика
Аннотация: статья посвящается высокотермальным водам междуречья Самур-Атачай Прикаспийской низменности. С целью установления этих подземных вод нами изучены более 50 скважин, которые пробурены на термальные воды в этом регионе. Были выявлены термальные воды, которые характеризуются разнообразием по ионно-солевому и газовому составу, по степени минерализации, температуре, дебиту, микрокомпонентному составу, условиям формирования и распространения ресурсов, а также содержанию бальнеологических активных компонентов. Изучение этих вод представляет большой интерес как в теоретическом отношении, так и для решения многих практических задач. Ключевые слова: термальные воды, микроэлементы, ионно-солевой состав.
HYDROTHERMS OF THE CASPIAN LOWLAND (SAMUR-ATACHAI)
Imamova T.A.1, Najafova S.G.2
1Imamova Tarana Ali - Candidate of geological and mineralogical sciences, Researcher, INSTITUTE OF PHYSICAL PROBLEMS
BAKU STATE UNIVERSITY; 2Najafova Sabina Gulaga - PhD Student, AZERBAIJAN NATIONAL ACADEMY OF SCIENCES, Leading Specialist, STATE AGENCY FOR ALTERNATIVE ENERGY SOURCES, BAKU, REPUBLIC OF AZERBAIJAN
Abstract: the article is dedicated to high thermal waters of interfluve of the Samur-Atatchai Caspian lowland. In order to establish these underground waters we have studied more than 50 wells that have been drilled in this region.
Thermal waters have been identified, which are characterized by a diversity in ionic-salt and gas composition, in terms of the degree of mineralization, temperature, production, microcomponent composition, conditions for the formation and distribution of resources, and the content of balnological active components. The study of thermal waters is of great interest both in theoretically, and for solving many practical problems. Keywords: thermal waters, microelements, ionic-salt composition.
УДК 543.38
Термальные воды исследуемого региона в основном расположены в 5 месторождениях: Ялама-Набрань, Худат, Хачмас, Кусар и Дивичи. В этой связи, для изучения многочисленных разнообразных по солевому и газовому составу, дебиту и температуре термальных вод и освоения месторождений в исследуемом регионе было пробурено около 50 глубоких разведочных скважин.
По ионно-солевому составу воды содержание радон, относятся к различным типам вод, в том числе к хлоридно-сульфатно-гидрокарбонатно натриево-кальциево-магниевому типу.
В.И. Вернадский [1] по газовому составу выделил 6 основных природных вод: 1. Кислородные; 2. Углекислые; 3. Азотные; 4. Метановые; 5. Сероводородные; 6. Водородные.
В междуречья Самур-Атачай минеральные и термальные воды сопровождаются в основном азотными, метановыми, азотно-метановыми, метано-азотными и сероводородными газами.
Отмечая это в своих трудах А.Г. Аскеров [2] в классификации минеральных и термальных вод Азербайджана, по газовому составу, в основном, привлекает внимание на четыре наиболее распространенных газа (СО2, НБ, СН4, N2). А при районировании Азербайджана на пять типов (СО2, НБ, СН4, Яи).
Ниже приводятся гео лого-структурные особенности размещения месторождений и краткая геолого-геохимическая характеристика термальных вод по данным наиболее перспективных скважин [3].
На Яламинском месторождении пробурено 10 скважин (скв. № № 5, 6, 7, 9, 10, 12, 1/80, 14, 110, 111), с целью получения термальных вод.
Скважина № 5-расположена на северо-восточном крыле Яламинской складки. Глубина -1530 м. Термальная вода данной скважины приурочена к песчаникам и алевролитам
Продуктивной толщи N2 Рр; температура воды -340С; дебит скважины составляет 460,5 м3/сут; минерализация термальной воды равна 3,54 г/л.
После бурения скважины статистический уровень воды составил +199 м. Водопроводимость 0,7 м2/сут.
Ниже проводим формулу А.М.Курлова для воды этой скважины:
М 3,54 с167ХИГ16 ^460м3 / сутрН8'6 (1)
Воды скважины по ионно-солевому составу относится к хлоридно-сульфатно-гидрокарбонатно-натриевому типу. Имеется ощутимый запах сероводорода. Из микроэлементов в воде присутствуют йод - 0,86 мг/л; бром - 7,2 мг/л.
Скважина № 6 - расположена на северо-восточном крыле Яламинской складки. Глубина скважины составляет 1530 м. При бурении скважины были вскрыты отложения (Продуктивная толща и акчагыльский, апшеронский ярусы).
2
Водовмешающие породы сложены из песков и песчаников Продуктивной толщи (N2 Рг ).
Температура воды - 43°С; Дебит - 112,8 м3/сут; Степень минерализации 44,5 г/л; Статистический уровень воды составляет +50 м; Водопроводимость 0,96 м2/сут.
Ниже приводим формулу Курлова для воды этой скважины:
М 44,5 t430 С0112,8м3/ сутpH 7,6 (2)
Таким образом, вода скважины относятся к хлоридно-натриевому типу.
Из микроэлементов в воде присутствуют: бром - 108,1 мг/л; и йод - 25,91 мг/л.
Скважина № 7 (участок Набрань) - расположена на расстоянии 5 км к югу от скважины № 6 (Ялама) глубина скважины - 1245 м. Температура воды составляет 48°С; Дебит воды -304,4м3/сут; Водопроводимость - 3,52м2/сут;
По солевому составу вода скважины № 7 относится к сульфатно-хлоридно-натриево-кальциевому типу.
Ниже приводим формулу Курлова для воды этой скважины:
М 3,3 (ш^ССг 148° сб304,4м3 / сутрН7,0 (3)
В воде обнаружены в незначительном количестве йод - 0,65; и бром - 8,78 мг/л.
Водовмешающие породы сложены из алевролитов неогенового возраста.
Скважина № 9 (участок Набрань) - Глубина скважины 1852 м. Водовмешающие породы
состоят из глин, песков и песчаников Продуктивной толщи (N 2 Pr). Температура воды
составляет 45°С; Дебит воды - 261 м3/сут; Степень минерализации 5,1 г/л.
По ионно-солевому составу термальная вода этой скважины имеет по Курлову следующий вид:
М 5,1 (Na+KSRVCaAA ^ CQ^ / СУ™РН7А (4) Вода данной скважины относится к хлоридно-сульфатно-натриево-кальциевому типу. В воде обнаружены в незначительном количестве йод - 1,4 мг/л; и бром - 7,5 мг/л. Водопроводимость составляет 3 м2/сут.
Скважина № 14 - Глубина этой скважины - 1165 м. Водовмешающие породы сложены из
2
песков, глин и песчаников. Продуктивной толщи среднего плиоцена (N2 Prj). Температура
воды - 32°С; Дебит воды - 54,0 м3/сут; Степень минерализации 7,6 г/л.
По химическому составу термальная вода этой скважины относится к хлоридно -сульфатно - натриево - магниевому типу.
Ниже приводим формулу А.М.Курлова для воды этой скважины:
М 7,6 CI6550433 о qQ54^ / сутрН8,1 (5)
(Na+ K )72Mg 23 ^
В воде этой скважины обнаружены в незначительном количестве йод - 1,78 мг/л, и бром -19,1 мг/л.
Скважина № 12 - глубина этой скважины составляет 1925 м. Водовмешающие породы
2
скважины сложены из гравия, песков и песчанников продуктивной толщи (N 2 Pr2).
Температура воды - 50°С; дебит воды - 549 м3/сут; степень минерализации - 6,1 г/л. Ниже приводим формулу А.М. Курлова для воды этой скважины:
М 6,1 (N+KSCOtT t5°° CQ549м3 / сутрН8,4 (6)
Как видно из этой формулы по химическому составу, термальная вода скважины № 12 относится к хлоридно - сульфатно - натриево - кальциевому типу. В воде скважины обнаружены йод - 4,6 мг/л; бром - 11,7 мг/л.
Скважина № 110 - эта скважина расположена на северо-западном крыле Яламинской площади. Глубина этой скважины - 3005 м. Водовмещающие породы сложены из песчаников, алевролитов и известняков средней юры (J2).
Температура воды - 82° С; дебит воды - 456 м3/сут. Степень минерализации - 15,1 г/л. Ниже приводим формулу А.М. Курлова для воды этой скважины:
М 15,1 (Ш+ЩсаТО t82° CQ456м3 / сутрН8,2 (7)
По химическому составу термальная вода этой скважины относится к хлоридно -натриево-кальциевому типу. В воде обнаружены в значительном количестве бром - 38,5 мг/л и йод, который составляет здесь - 5,25 мг/л.
Скважина № 111 - расположена в пределах северо-восточного крыла Яламинской складки, на расстоянии 1,4 км западнее от ранее пробуренной скважины № 22. Глубина -1140 м. Водовмещающими породами этой скважины являются песчаники и пески
продуктивной толщи (N 2 Pr) чередующиеся с глинами.
Температура воды - 41°С; дебит - 100,6 м3/сут; степень минерализации 36,9 г/л. По химическому составу вода скважины № 111 относится к хлоридно - натриевому типу. Ниже приводим формулу А.М.Курлова для этой скважины:
М 36,9 (NCI98)941410CQ1006,6м3/ сутрН7,7 (8)
В воде этой скважины обнаружены в значительном количестве йод - 13,22 мг/л; бром -141,47 мг/л.
Вода описываемой скважины содержит растворенные газы следующего состава: метан 56,96%, кислород - 27,64%; азот 15,40%
Вода этой скважины относится к метано-кислородно-азотному составу. Газонасыщенность составляет - 394 мг/л.
На этом участке (Ялама - Набрань) обычно не встречаются изверженные породы, и формирование вод тесно связано с осадочными отложениями Продуктивной толщи среднего плиоцена.
Вместе с тем гидрогеологические условия залегания и размещения гидротерм Яламинского месторождения тесно связаны с историей геологического развития района.
Возможно, что формирование этих своеобразных акротерм, в провинции происходит в одной и той же фациальной среде на глубинах 2500 - 3500 м.
Местное население и приезжающие сюда туристы и гости из других районов республики или города Баку, водой этих скважин пользовались в лечебных целях.
Скважина № 11- Худатское месторождение - глубина скважины-1196 м. Водовмешающие породы состоит из конгломератов, песчаников и гравеллитов
Продуктивной толщи (К ^ Рг).
Температура воды составляет 56°С; дебит воды - 6967 м3/сут; степень минерализации -3,08 г/л.
Ниже приводим формулу А.М. Курлова для воды этой скважины:
м 3,08 С(79™|об /56° СО6967м3 / сутрН 7,8 (9)
По ионно - солевому составу вода этой скважины относится к хлоридно -гидрокарбонатно - натриевому типу.
В воде скважины обнаружены в незначительном количестве йод - 0,98 мг/л, бром - 4,96 мг/л.
Скважина № 20 - глубина - 2740 м. Водовмешающие породы состоят в основном из глин и известняков. Температура воды - 64°С; дебит воды - 432 м3/сут; степень минерализации -15,1 г/л.
Ниже приводим формулу Курлова для воды этой скважины:
м 15^ (МЮб * б4° 432м3 / сутрН 7,7 (10)
В воде этой скважины обнаружены йод - 8,6 мг/л, бром - 40,7 мг/л. По химическому составу вода этой скважины относятся к хлоридно-натриево-кальциевому типу. По органолептическим показателям это бесцветная прозрачная вода, без посторонних включений и запаха, соленая на вкус.
Состав растворенного газа азотно-метановый: где метана (СН4) - 75,89%; азота (К) -20,56%. Газонасыщенность составляет 16,88 мг/л.
Скважина № 112 - глубина скважины - 2877 м. Водовмешающие породы этой скважины сложены из песчаников и алевролитов средней юры, чередующихся с известняками.
Температура воды этой скважины составляет 82°С; дебит воды - 2160 м3/сут; Водопроводимость 3,55 м2/сут.
Ниже приводим формулу Курлова для воды этой скважины:
м 100,2 ^^2 *82° СО216°м3 / сутрН7,4 (11)
По ионно - солевому составу воды этой скважины относится к хлоридно-натриево-кальциевому типу. В воде скважины № 112 обнаружены в значительном количестве йод - 7,6 мг/л; бром - 276,6 мг/л.
Скважина № 113 - Глубина скважины 1895 м. Термальная вода этой скважины приурочены к
глинам Продуктивной толщи (К 22 Рг) и переходящимися к песчаникам и алевролитам.
Температура воды - 50°С; дебит воды - 234,7 м3/сут; степень минерализации 8,8 г/л.
После бурения скважин статистический уровень воды составил +287 м. Водопроводимость 1,68 м2/сут.
Ниже приводим формулу А.М. Курлова для воды этой скважины:
M 8,8 ( nZ gd *50° CQ234,7сутрн 8Д (12)
По ионно - солевому составу вода этой скважины относится к хлоридно - сульфатно -натриево - кальциевому типу. В воде обнаружены йод - 1,36 мг/л, бром - 20,7 мг/л.
Состав растворенного газа углекисло-азотный с заметной примесью метана, т.е. в составе воды азота (N2) - 63,32%, углекислового газа (CO2) - 27,48%, метана (СН4) - 9,20%. Газонасыщенность составляет - 7,17 мг/л.
Скважина № 116 - Глубина скважины 3125 м. Водовмешающие породы этой скважины приурочены к известнякам, песчаникам и алевролитам, чередующихся с аргиллитами и мергелями верхнего мела (К2).
Температура воды 85°С; Дебит воды - 6000 м3/сут; степень минерализации 66,7 г/л; Водопроводимость - 20,3 м 2/сут.
Ниже приводим формулу Курлова для воды этой скважины:
M 66,7 (jVC^ t85° CQ6000м3 / сутрН7,4 (13)
Как видно из формулы по химическому составу вода этой скважины относится к хлоридно-натриевому типу. Из микроэлементов в воде присутствуют в значительном количестве бром - 137,1 мг/л; йод - 16,96 мг/л.
Скважина № 4 - Хачмасское месторождение - Глубина этой скважины - 3671 м. Расположена в 1,3 км к юго-западу от ст. Набрани.
Температура воды - 82°С; дебит воды - 5,0 м3/сут; степень минерализации 65,5 г/л.
Ниже приводим формулу Курлова для воды скважины № 4:
M 65,5 ^g9^t820 CQ5,0pH6,8 (14)
По ионно - солевому составу вода этой скважины относится к хлоридно-натриевому типу. В воде скважины обнаружены в значительном количестве бром - 203,3 мг/л, йод - 15,8 мг/л.
Вода описываемой скважины содержит растверенный газ. По газовому составу вода относится к азотно-метановому. Азот (N2) составляет - 73,8 %; метан (СН4) - 5,4%.
Скважина № 115 - Глубина скважины - 2500 м. Водовмешающими породами являются
галечники Продуктивной толщи (N 22 Pr) чередующиеся с песками и песчаниками.
Температура воды скважины № 115 составляет 59°С; Дебит воды - 960 м3/сут; Статистический уровень воды +392 м от поверхности земли. Водопроводимость 1,2 м2/сут.
Ниже приводим формулу Курлова для воды этой скважины:
M 8,3 (ZKOCan t59° CQ960м3/ сутрН 7,9 (15)
По ионно - солевому составу вода этой скважины относится к хлоридно-сульфатно-натриево-кальциевому типу. В воде из микроэлементов присутствуют бром - 19,9 мг/л; йод -0,74 мг/л.
Вода скважины № 115 содержит растверенный газ, состав которого преимущественно азотный (N2) - 90 %; метан (СН4) - 6,04%; углекислый газ - 4,44%. Газонасыщенность составляет 32,48 мг/л.
Скважина № 9 - Кусарское месторождение глубина скважины.-1067 м. Водовмешающие породы этой скважины приурочены к галечникам апшеронского яруса (N3 ар) чередующихся с глинами и песками.
Температура воды этой скважины составляет 28°С; дебит воды - 93 м3/сут; степень минерализации составляет 0,3 г/л.
Ниже приводим формулу Курлова для воды этой скважины:
М °'3 (ш+^М^СаЗв '28° / сутрН7,4 (16)
Как видно из этой формулы по химическому составу вода этой скважины относится к гидрокарбонатно-сульфатно-натриево- кальциево-магниевому типу.
Из характеристики месторождений минеральных и термальных вод междуречья Самур -Атачай выявляется взаимосвязь геолого-структурных позиций, гидрогеологических условий залегания минеральных и термальных воды в основном приурочены к крыльям локальных антиклинальных структур, т.е. переходной части от синклинали к антиклинали. Характерными при этом является Яламинское месторождение минеральных и термальных вод, где скв. № 5, 6 соответственно вскрыли термальные воды в продуктивной толще (акчагыльской и апшеронской яруса) на глубине 1530 м. На северо-западном крыле этой же складки была выявлена термальные воды из более глубоких горизонтов - среднеюрских отложений на глубине 3005 м. Таким образом с точки зрения геолого-структурных позиций преобладающая часть минеральных и термальных вод закономерно приурочена к крыльевой части антиклинальной Самур-Атачайского междуречья.
Список литературы /References
1. Вернадский В.И. Труды по биогеохимии почв. Москва, 1992. С. 193.
2. Аскеров А.Г. Факторы и процессы, формирующие химический состав ократерм. В кн: Проблемы теоретической и региональной гидрогеохимии. Изд-во МГУ, 1979. С. 109-111.
3. Имамова Т.А. Закономерности размешения, условия формирования и рациональное использование минеральных и термальных вод междуречье Самур-Атачай: Дис. работа канд. гео-мин. наук. Баку, 2007. 145 с.
