CC BY
6
УДК 622.276:550.845(571.14)
DOI: 10.33764/2618-981X-2021-2-1-271-281
ИЗМЕНЕНИЕ ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКОГО ПОЛЯ ГОРИЗОНТА Ю1 ВЕРХ-ТАРСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ
Анастасия Сергеевна Фаустова
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, проспект Академика Коптюга, 3/6, инженер, e-mail: FaustovaAS@ipgg.sbras.ru
Дмитрий Анатольевич Новиков
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, проспект Академика Коптюга 3/6, к.г.-м.н., зав. лабораторией, e-mail: NovikovDA@ipgg.sbras.ru; Новосибирский государственный университет, 630090, Россия, г. Новосибирск, ул. Пирогова, 2, доцент кафедры геологии месторождений нефти и газа и кафедры общей и региональной геологии
Светлана Александровна Павлова
АО «Новосибирскнефтегаз», 630004, Россия, г. Новосибирск, ул. Ленина, 21/1, к. 2, главный специалист по геологии, e-mail: PavlovaSA@novng.ru
Анатолий Витальевич Черных
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, проспект Академика Коптюга, 3/6, научный сотрудник, e-mail: ChernykhAV@ipgg.sbras.ru
Федор Федорович Дульцев
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, проспект Академика Коптюга, 3 /6, научный сотрудник, e-mail: DultsevFF@ipgg.sbras.ru
Светлана Владимировна Рыжкова
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, проспект Академика Коптюга 3, к.г.-м.н., старший научный сотрудник, e-mail: RizhkovaSV@ipgg.sbras.ru; Новосибирский государственный университет, 630090, Россия, г. Новосибирск, ул. Пирогова, 2, старший преподаватель кафедры геологии месторождений нефти и газа
Приводятся результаты комплексного анализа геолого-промысловой информации с целью оценки изменения гидрогеохимического поля нефтяной залежи пласта Ю1 Верх-Тарского месторождения при ее разработке в период с 1994 по 2021 гг. Основной эксплуатационный объект находится на IV стадии падающей добычи. Обводненность продукции добывающего фонда скважин достигает до 98 % при накопленной добыче 14,86 млн тонн (на 1 мая 2021 г). С 2015 года наблюдается рост общей минерализации подтоварных вод, что объясняется процессами их смешения с контурными водами по периферии залежи при снижении пластового давления и более минерализованными водами пласта Ю12, поступающими при совместной эксплуатации.
Ключевые слова: подтоварные воды, разработка, гидродинамический режим, гидрогеохимическое поле, обводненность, горизонт Ю1, Верх-Тарское нефтяное месторождение, Западная Сибирь
CHANGE IN THE HYDROGEOCHEMICAL FIELD OF THE U1 HORIZON OF THE VERKH-TARSKOYE OIL FIELD IN THE PROCESS OF DEVELOPMENT
Anastasiya S. Faustova
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3/6, Akademika Koptyuga Ave., engineer, e-mail: FaustovaAS@ipgg.sbras.ru
Dmitry A. Novikov
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3/6, Akademika Koptyuga Ave., PhD, head of the laboratory, e-mail: NovikovDA@ipgg.sbras.ru; Novosibirsk State University, 630090, Russia, Novosibirsk, 2, Pirogova st., associate professor.
Svetlana A. Pavlova
JSC «Novosibirskneftegaz», 630004, Russia, Novosibirsk, 21/1 (2), Lenin st., Chief Specialist in Geology, e-mail: PavlovaSA@novng.ru
Anatoliy V. Chernykh
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3/6, Akademika Koptyuga Ave., Researcher, e-mail: ChernykhAV@ipgg.sbras.ru
Fedor F. Dultsev
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3/6, Akademika Koptyuga Ave., Researcher, e-mail: DultsevFF@ipgg.sbras.ru
Svetlana V. Ryzhkova
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3, Akademika Koptyuga Ave., PhD, Senior Researcher, e-mail: RizhkovaSV@ipgg.sbras.ru; Novosibirsk State University, 630090, Russia, Novosibirsk, 2, Pirogova st., associate
The results of a comprehensive analysis of geological and field information are presented in order to assess changes in the hydrogeochemical field of the oil reservoir of the Ui horizon of the Verkh-Tarskoye oil field during its development in the period from 1994 to 2021. The main production facility is at the IV stage of declining production. The water cut of the production wells stock reaches 98% with cumulative production of 14.86 million tons (as of May 1, 2021). Since 2015, there has been an increase in the TDS of produced water, which is explained by the processes of their mixing with circuit waters along the periphery of the reservoir with a decrease in reservoir pressure and more saline waters of the U12 horizon, supplied during joint operation.
Keywords: produced water, development, hydrodynamic regime, hydrogeochemical field, water cut, U1 horizon, Verkh-Tarskoye oil field, Western Siberia
В 2015 году зафиксировано резкое падение добычи нефти в Новосибирской области обоснованное выработкой запасов основного по объемам Верх-Тарского месторождения. При этом мы наблюдаем фактическое отсутствие инвестиций в геологоразведочные работы по открытию новых и доразведке уже открытых месторождений. Остановлен ввод в эксплуатацию уже открытых залежей углеводородов. Детальные исследования полного химического состава попутных (подтоварных) вод в России не проводятся. Как правило в промысловых хими-
ческих лабораториях изучается в лучшем случае 6-и компонентный состав и замеряется величина общей минерализации.
Гидрохимические исследования в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений проводятся с 60-х годов прошлого века. Это связано не только с дешевизной, простотой производственных операций и химических анализов, но и с его высокой информативностью, обеспеченной способностью пластовых вод выступать в качестве индикатора совокупных техногенных воздействий, и его значимостью для оценки состояния окружающей среды и природных вод [1-12].
Верх-Тарское нефтяное месторождение расположено в северо-западной части Новосибирской области в Северном районе (рис. 1). Оно контролируется одноименным куполовидным поднятием, выявленным сейсморазведочными работами МОВ в 1968-1969 гг. Поисковое бурение на структуре было начато в 1970 г. Месторождение открыто поисковой скв. №2 1, расположенной в своде структуры. Геологический разрез представлен отложениями юрского, мелового, палеогенового, неогенового и четвертичного возраста. На месторождении выявлено две залежи: 1) в горизонте М палеозойского комплекса пород и 2) Ю1 верхней части васюганской свиты верхнеюрского возраста. Основным добычным объектом является залежь пласта Ю1.
Особенности гидрогеологического строения, гидродинамики, геотермического режима недр и гидрогеохимии нефтегазоносных отложений изучаемого региона рассмотрены нами ранее [13-19]. В рамках настоящей работы впервые обобщены результаты химико-аналитических исследований проб подтоварных вод, выполненных в лаборатории Верх-Тарского нефтяного промысла (более 7500 анализов). С 2019 по 2021 гг. на Верх-Тарском промысле производился отбор проб подтоварных, пластовых и технологических вод.
Лабораторное изучение химического состава методами титриметрии, ионной хроматографии, масс-спектрометрии с индуктивно связанной плазмой (ИСП) проводилось в Проблемной научно-исследовательской лаборатории гидрогеохимии Инженерной школы природных ресурсов ТПУ. Анализ комплекса изотопных отношений 5D, б180, 8^г86^г, 87КЬ/8^г, 513СшС вод и растворенного неорганического углерода проводился в центре коллективного пользования Института геологии и минералогии им. В.С. Соболева СО РАН.
Разработка залежи продуктивного горизонта Ю1 ведется с 1994 года. Технологическая схема разработки неоднократно корректировалась в связи с изменениями геологической модели, обусловленными обобщением геологической информации, а также результатами сейсморазведочных работ 3 Б, проведенных в конце 1990-х годов, которые показали более сложный характер залежи. На данный момент месторождение находится на IV стадии разработки [8].
Не смотря, на то, что обводненность продукции достигла своего «максимума» в 2020 году и составила 98%, месторождение продолжает оставаться рентабельным. Так накопленная добыча нефти на май 2021 года составила более чем 14,86 млн тонн.
Рис. 1. Обзорная карта района исследований
1 - административные границы; месторождения: 2 - нефтяные, 3 - нефтегазокон-денсатные, 4 - газоконденсатные и газовые; 5 - местоположение района исследований
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 201» 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Год эксплуатации
Рис.2 Характеристика добычи и обводненности продукции (залежь Ю1) Верх-Тарского месторождения. Условные обозначения: накопленная добыча: 1 - нефти, 2 - воды, 3 - жидкости; 4 - обводненность.
Изученные пластовые воды залежи Ю1 однородны по своему химическому составу и принадлежат к хлоридному натриевому типу (по С.А. Щукареву) с ве-
личиной общей минерализации от 28 до 46 г/дм3. Пластовые воды характеризуются нейтральными и слабо щелочными значениями рН изменяющимися в интервале 7,4-7,9. В катионном составе доминирует Ка+, концентрации которого достигают до 13-17 г/дм3, а в анионном составе - С1-, с содержаниями до 20-23 г/дм3. Происходит закономерное увеличение содержаний С1-, №+, М^2+, Са2+, К+, микроэлементов: Бг-, I-, В+, КИ4+, Sr2+ и других (табл.1). В микроэлементном составе повышены содержания (мг/дм3): Sr до 1328, Ба до 358, Si до 31,4, Ы до 7,1 и Мп до 3,2. С ростом общей минерализации в растворе также накапливаются в следующих концентрациях тяжелые металлы (мкг/дм3): 7п до 370, Со до 70, Си до 60, Сё до 40, Мо до 30, РЬ до 20, Sn до 20, № до 10. Повышенным содержанием хрома до 0,1 мг/дм3 отличаются воды в скв. 507, тогда как фоновые значения ниже на математический порядок. Среди РЗЭ наибольшие концентрации отмечаются (мкг/дм3): у Ьа до 20,8, Еи до 7,9, Оё до 1,8 и Бу до 0,57.
Выявлена широкая вариация изотопных отношений 5D (от -74,7 %о до -69,5 %о) и б18О (от -8,3 % до -6,9 %о) вод, которые расположены значительно ниже GMWL. Изотопные отношения б13СБ1С исследованных вод варьируют в диапазоне от -18,8 % до -1,4 %о. Отношение Sr87/Sг86 изученных проб находится значительно ниже современных морских вод и варьирует у подземных вод верхнеюрских отложений в интервале от 0,70654 до 0,70664. За счет процессов смешения все изученные воды разрабатываемой залежи схожи по изотопным отношениям 5D - б18О, б13С - б18О, 87Ш8^г - б18О, 8^г/8^г - б18О и 8^г86^г - 87Ш8^г. Они находятся в одной области с водами апт-альб-сеноманского водоносного комплекса, которые изначально выступали в качестве агента заводнения и поступали в систему поддержания пластового давления [20].
На гидрогеохимическое поле разрабатываемой залежи оказывал влияние в первую очередь агент заводнения, поступающий через сеть нагнетательных скважин, во-вторых, техногенные жидкости после применения технологии гидроразрыва пласта и кислотной обработки призабойной зоны. На момент начала полномасштабной эксплуатации залежи пласта Ю1 в 2009 году значения общей минерализации подтоварных вод по фонду добывающих скважин варьировало в широком интервале от 11 до 48 г/дм3, при среднем значении 35,8 г/дм3 (таблица). Такие высокие значения общей минерализации обусловлены преобладанием родных пластовых вод. При постепенном заводнении коллектора с помощью системы поддержания пластового давления (ППД) значения минерализации уменьшались, ввиду смешения пластовых вод с нагнетаемыми апт-альб-сено-манскими. На общем фоне хорошо видны аномалии, обусловленные мероприятиями, проводимыми со скважинами (рис. 3, г).
Залежь пласта Ю1 к настоящему времени практически полностью разбурена эксплуатационными скважинами. Общий фонд на январь 2021 года составляет 177 единиц, из них 46 действующих. Добывающий действующий фонд насчитывает 42 скважины. Нагнетательный фонд, обеспечивающий работу системы ППД, представлен 4 скважинами (рис. 4). В процессе освоения залежи бурились новые эксплуатационные скважины, и в 2009 году число действующих нефтяных скважин достигло 94 единиц, а затем постепенно уменьшалось. С 2003 года нача-
лось активное наращивание нагнетательного фонда, и в 2015 году количество действующих скважин в системе ППД составило 76 единиц.
Средний химический состав подтоварных вод залежи Юь
Год Макрокомпоненты, г/дм3 Величина общей минерализации, г/дм3 Кол-во проб, шт.
Ш+ + К+ Са2+ Mg2+ сг НСО3-
2009 11,86 1,29 0,71 21,54 0,72 35,77 15
2010 10,60 0,88 0,53 17,60 0,54 29,58 69
2011 8,52 1,09 0,33 17,30 0,53 27,93 390
2012 10,95 1,12 0,43 18,67 0,59 31,17 1008
2013 11,61 1,10 0,45 18,10 0,56 31,26 1012
2014 10,66 1,22 0,42 18,35 0,57 30,65 984
2015 10,76 1,07 0,42 19,11 0,61 31,36 879
2016 10,29 1,00 0,46 18,52 0,58 30,27 806
2017 10,41 1,02 0,36 18,42 0,58 30,21 683
2018 10,32 1,08 0,40 18,55 0,54 30,35 610
2019 9,93 1,02 0,36 17,72 0,55 29,03 560
2020 10,16 0,99 0,32 17,92 0,71 30,09 519
2021 9,94 1,00 0,30 17,52 0,61 29,49 63
Поскольку попутные (подтоварные) воды - продукт смешения пластовых и закачиваемых в систему ППД флюидов возникает острая необходимость в их правильной диагностике для целей гидрогеохимического мониторинга добычи углеводородов, проведения трассерных исследований и т.д.
На момент разведки месторождения, пластовые воды горизонта ЮI1' характеризовались величиной общей минерализации от 28 г/дм3 до 46 г/дм3. Как показали результаты промысловых гидрогеохимических исследований на момент активной эксплуатации залежи в 2009 году средние значения достигали тех же величин (35,77 г/дм3). С ростом объемов нагнетаемых вод минерализация закономерно падала, поскольку у вод апт-альб-сеноманского водоносного комплекса величина общей минерализации составляет 20-24 г/дм3. Этот процесс хорошо виден на картах за 2011 - 2014 годы (рис.3, а-в).
С 2015 года отмечается устойчивый тренд роста величины общей минерализации подтоварных вод до 31-33 г/дм3. Этот факт можно объяснить двумя основными причинами. Первая связана с вовлечением в эксплуатацию пласта Ю12, воды которого характеризуются величиной общей минерализации до 46 г/дм3. Во-вторых, установлено поступление более минерализованных законтурных вод в залежь за счет снижения пластовых давлений по ее периферии. На гидрогеохимическом поле разрабатываемой залежи отчетливо проявляется технологическое воздействие (бурение новых скважин, гидроразрыв пласта, кислотная обработка
призабойной зоны, простой скважин и т.д.). На рис. 3г хорошо проявлена одна из таких аномалий, расположенная в юго-западной части залежи, которая связана с бурением и запуском новой скважины.
Рис. 3. Карты общей минерализации пласта Ю1:
а) ноябрь 2011, б) ноябрь 2013, в) ноябрь 2014, г) октябрь 2015, д) сентябрь 2016, е) август 2017, ж) декабрь 2018, з) ноябрь 2019, и) январь 2021; условные обозначения: 1- добывающие скважины, 2- нагнетательные скважины, 3- внешний контур нефтегазоносности залежи Ю1.
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Год
Рис. 4. Состояние фонда добывающих и нагнетательных скважин в период с 1994 по 2021 гг. Условные обозначения: скважины: добывающие:
A - нефтяной действующий фонд, B - нагнетательный действующий фонд.
Исследования проводились при финансовой поддержке проекта ФНИ № 0331-2019-0025 и РФФИ и Правительства Новосибирской области в рамках научного проекта № 19-45-540006.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Ахундов А.Р., Буряковский Л.А., Рачинский М.З., Мехтиев Т.Н. К вопросу контроля процесса заводнения газоконденсатных залежей по гидрохимическим зонам // Азербайджанское нефтяное хозяйство. - 1967. - № 1. - С. 7-9
2. Мехтиев Ш.Ф., Ахундов А.Р., Ворошилов Е.А. Влияние искусственного заводнения на гидрохимию нефтяного пласта. Баку: Маариф, 1969. 344 с. Конторович А.Э. Пути освоения ресурсов нефти и газа Российского сектора Арктики // Вестник РАН. - 2015. - Т. 85. - № 5-6.
- С. 420-430
3. Никаноров A.M., Сокирко Л.Е. Изучение процессов смешения вод нефтяных месторождений на модели пласта в условиях высоких давлений и температур // Нефтяное хозяйство.
- 1973. - № 12. - С. 36-40
4. Порошин В.Д., Гуляев В.Г., Радченко М.В., Мельничук И.С., Маракасов Б.В. Возможности гидрохимического мониторинга при анализе и контроле разработки нефтяных месторождений (на примере Тимано-Печорской провинции) // Территория нефтегаз. - 2011. - № 11.
- С. 62-67
5. Порошин В.Д., Хайнак В.П. Взаимодействия в системе порода-вода при разработке залежей нефти в подсолевых и межсолевых отложениях (на примере Припятского прогиба) // Литология и полезные ископаемые. - 2000. - № 5. - С. 544-553
6. Муляк В.В. Гидрогеохимия техногенеза при разработке нефтяных месторождений // Геология нефти и газа. - 2008. - №3. - С. 61-67
7. Муляк В.В., Порошин В.Д., Гуляев В.Г., Маракасов Б.В. Гидрохимический мониторинг - инновационное направление анализа и контроля разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. - 2013. - №3. - С. 45-49
8. Новиков Д.А., Павлова С.А., Кузнецов Д.Ю., Дульцев Ф.Ф., Черных А.В., Рыжкова С.В. Состояние разработки залежи Ю1 Верх-Тарского нефтяного месторождения на январь 2019 года // Интерэкспо Гео-Сибирь. - 2019. - Т. 2. - № 1. - С. 109-116
9. Новиков Д.А., Черных А.В., Дульцев Ф.Ф. Содержание редкоземельных элементов в подземных водах верхнеюрских отложений Верх-Тарского нефтяного месторождения (Западная Сибирь) // Интерэкспо Гео-Сибирь. - 2019. - Т. 2. - № 1. - С. 141-148
10. Новиков Д.А., Шохин А.Е., Черных А.В., Дульцев Ф.Ф. Формы миграции химических элементов в подземных водах горизонта Ю1 Верх-Тарского нефтяного месторождения (юг Западной Сибири) // Труды Ферсмановской научной сессии ГИ КНЦ РАН. - 2019. - № 16. - С. 448-453
11. Новиков Д.А., Павлова С.А., Рыжкова С.В., Фаустова А.С., Черников А.А., Дульцев Ф.Ф., Черных А.В. Гидрогеохимический мониторинг разработки нефтяной залежи горизонта Ю1 Верх-Тарского месторождения (Западная Сибирь) // Труды Ферсмановской научной сессии ГИ КНЦ РАН. - 2020. - № 17. - С. 406-410.
12. Novikov D.A., Pavlova S.A., Kuznetsov D.Yu., Ryzhkova S.V., Chernikov A. A. Contemporary development state of reservoir Yu1, the Verkh-Tarskoe oilfield (south of Western Siberia) // Journal of Physics: Conference Series. - 2020. - Т. 1451. - №012008
13. Вакуленко Л.Г., Николенко О.Д., Новиков Д.А., Ян П.А. Изотопно-геохимические особенности аутигенных карбонатов продуктивного горизонта Ю1 Верх-Тарского нефтяного месторождения (юг Западной Сибири) // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. -2020. - № 4 (44). - С. 20-28
14. Новиков Д.А., Рыжкова С.В., Дульцев Ф.Ф., Черных А.В. О геотермической зональности нефтегазоносных отложений северо-западных районов Новосибирской области // Известия высших учебных заведений. - Нефть и газ. - 2018. - № 5. - С. 69-76
15. Новиков Д.А., Рыжкова С.В., Дульцев Ф.Ф., Черных А.В., Сесь К.В., Ефимцев Н.А., Шохин А.Е. Нефтегазовая гидрогеохимия доюрских комплексов южных районов Обь-Иртышского междуречья // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2018. - Т. 329. - № 12. - С. 39-54
16. Новиков Д.А., Рыжкова С.В., Шохин А.Е., Юдин С.В., Ефимцев Н.А., Черных А.В., Дульцев Ф.Ф. Результаты моделирования водно-газовых равновесий в пределах нефтегазоносных отложений Обь-Иртышского междуречья // Интерэкспо Гео-Сибирь. - 2018. - Т. 1. - С. 77-84
17. Новиков Д.А., Шохин А.Е., Черников А.А., Дульцев Ф.Ф., Черных А.В. Геохимия водорастворенных газов нефтегазоносных отложений южных районов Обь-Иртышского междуречья // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2019. - № 4. - С. 70-81
18. Новиков Д.А., Дульцев Ф.Ф., Черных А.В., Рыжкова С.В. Гидродинамические особенности нефтегазоносных отложений южных районов Обь-Иртышского междуречья // Георесурсы. - 2019. - Т. 21. - № 4. - С. 85-94
19. Садыкова Я.В., Фомин М.А., Рыжкова С.В., Новиков Д.А., Дульцев Ф.Ф., Черных А.В. Прогноз нефтегазоносности юрских и палеозойских отложений южных районов ЗападноСибирского бассейна // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2019. - Т. 330. - № 9. - С. 114-127
20. Новиков Д.А., Пыряев А.Н., Черных А.В., Дульцев Ф.Ф., Рыжкова С.В. Первые данные по изотопному составу пластовых вод разрабатываемых нефтяных месторождений Новосибирской области // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2021. - Т. 332. - № 2. - С. 59-72
REFERENCES
1. Ahundov A.R., Buryakovskij L.A., Rachinskij M.Z., Mekhtiev T.N. K voprosu kontrolya processa zavodneniya gazokondensatnyh zalezhej po gidrohimicheskim zonam // Azerbajdzhanskoe neftyanoe hozyajstvo. - 1967. - № 1. - S. 7-9
2. Mekhtiev SH.F., Ahundov A.R., Voroshilov E.A. Vliyanie iskusstvennogo zavodneniya na gidrohimiyu neftyanogo plasta. Baku: Maarif, 1969. 344 s. Kontorovich A.E. Puti osvoeniya resursov nefti i gaza Rossijskogo sektora Arktiki // Vestnik RAN. - 2015. - T. 85. - № 5-6. - S. 420-430
3. Nikanorov A.M., Sokirko L.E. Izuchenie processov smesheniya vod neftyanyh mestorozh-denij na modeli plasta v usloviyah vysokih davlenij i temperatur // Neftyanoe hozyajstvo. - 1973. -№ 12. - S. 36-40
4. Poroshin V.D., Gulyaev V.G., Radchenko M.V., Mel'nichuk I.S., Marakasov B.V. Vozmozhnosti gidrohimicheskogo monitoringa pri analize i kontrole razrabotki neftyanyh mes-torozhdenij (na primere Timano-Pechorskoj provincii) // Territoriya neftegaz. - 2011. - № 11. - S. 62-67
5. Poroshin V.D., Hajnak V.P. Vzaimodejstviya v sisteme poroda-voda pri razrabotke zalezhej nefti v podsolevyh i mezhsolevyh otlozheniyah (na primere Pripyatskogo progiba) // Litologiya i poleznye iskopaemye. - 2000. - № 5. - S. 544-553
6. Mulyak V.V. Gidrogeohimiya tekhnogeneza pri razrabotke neftyanyh mestorozhdenij // Ge-ologiya nefti i gaza. - 2008. - №3. - S. 61-67
7. Mulyak V.V., Poroshin V.D., Gulyaev V.G., Marakasov B.V. Gidrohimicheskij monitoring - innovacionnoe napravlenie analiza i kontrolya razrabotki neftyanyh mestorozhdenij // Neftyanoe hozyajstvo. - 2013. - №3. - S. 45-49
8. Novikov D.A., Pavlova S.A., Kuznecov D.YU., Dul'cev F.F., CHernyh A.V., Ryzhkova S.V. Sostoyanie razrabotki zalezhi YU1 Verh-Tarskogo neftyanogo mestorozhdeniya na yanvar' 2019 goda // Interekspo Geo-Sibir'. - 2019. - T. 2. - № 1. - S. 109-116
9. Novikov D.A., CHernyh A.V., Dul'cev F.F. Soderzhanie redkozemel'nyh elementov v pod-zemnyh vodah verhneyurskih otlozhenij Verh-Tarskogo neftyanogo mestorozhdeniya (Zapadnaya Sibir') // Interekspo Geo-Sibir'. - 2019. - T. 2. - № 1. - S. 141-148
10. Novikov D.A., SHohin A.E., CHernyh A.V., Dul'cev F.F. Formy migracii himicheskih elementov v podzemnyh vodah gorizonta YU1 Verh-Tarskogo neftyanogo mestorozhdeniya (yug Za-padnoj Sibiri) // Trudy Fersmanovskoj nauchnoj sessii GI KNC RAN. - 2019. - № 16. - S. 448-453
11. Novikov D.A., Pavlova S.A., Ryzhkova S.V., Faustova A.S., CHernikov A.A., Dul'cev F.F., CHernyh A.V. Gidrogeohimicheskij monitoring razrabotki neftyanoj zalezhi gorizonta YU1 Verh-Tarskogo mestorozhdeniya (Zapadnaya Sibir') // Trudy Fersmanovskoj nauchnoj sessii GI KNC RAN. - 2020. - № 17. - S. 406-410
12. Novikov D.A., Pavlova S.A., Kuznetsov D.Yu., Ryzhkova S.V., Chernikov A.A. Contemporary development state of reservoir Yu1, the Verkh-Tarskoe oilfield (south of Western Siberia) // Journal of Physics: Conference Series. - 2020. - Т. 1451. - №012008
13. Vakulenko L.G., Nikolenko O.D., Novikov D.A., YAn P.A. Izotopno-geohimicheskie oso-bennosti autigennyh karbonatov produktivnogo gorizonta YU1 Verh-Tarskogo neftyanogo mestorozhdeniya (yug Zapadnoj Sibiri) // Geologiya i mineral'no-syr'evye resursy Sibiri. - 2020. - № 4 (44). - S. 20-28
14. Novikov D.A., Ryzhkova S.V., Dul'cev F.F., CHernyh A.V. O geotermicheskoj zonal'nosti neftegazonosnyh otlozhenij severo-zapadnyh rajonov Novosibirskoj oblasti // Izvestiya vysshih uchebnyh zavedenij. - Neft' i gaz. - 2018. - № 5. - S. 69-76
15. Novikov D.A., Ryzhkova S.V., Dul'cev F.F., CHernyh A.V., Ses' K.V., Efimcev N.A., SHohin A.E. Neftegazovaya gidrogeohimiya doyurskih kompleksov yuzhnyh rajonov Ob'-Irtysh-skogo mezhdurech'ya // Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. Inzhiniring georesur-sov. - 2018. - T. 329. - № 12. - S. 39-54
16. Novikov D.A., Ryzhkova S.V., SHohin A.E., YUdin S.V., Efimcev N.A., CHernyh A.V., Dul'cev F.F. Rezul'taty modelirovaniya vodno-gazovyh ravnovesij v predelah neftegazonosnyh otlozhenij Ob'-Irtyshskogo mezhdurech'ya // Interekspo Geo-Sibir'. - 2018. - T. 1. - S. 77-84
17. Novikov D.A., SHohin A.E., CHernikov A.A., Dul'cev F.F., CHernyh A.V. Geohimiya vo-dorastvorennyh gazov neftegazonosnyh otlozhenij yuzhnyh rajonov Ob'-Irtyshskogo mezhdurech'ya // Izvestiya vysshih uchebnyh zavedenij. Neft' i gaz. - 2019. - № 4. - S. 70-81
18. Novikov D.A., Dul'cev F.F., CHernyh A.V., Ryzhkova S.V. Gidrodinamicheskie osoben-nosti neftegazonosnyh otlozhenij yuzhnyh rajonov Ob'-Irtyshskogo mezhdurech'ya // Georesursy. -2019. - T. 21. - № 4. - S. 85-94
19. Sadykova YA.V., Fomin M.A., Ryzhkova S.V., Novikov D.A., Dul'cev F.F., CHernyh A.V. Prognoz neftegazonosnosti yurskih i paleozojskih otlozhenij yuzhnyh rajonov Zapadno-Sibirskogo
bassejna // Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. Inzhiniring georesursov. - 2019. -T. 330. - № 9. - S. 114-127
20. Novikov D.A., Pyryaev A.N., CHernyh A.V., Dul'cev F.F., Ryzhkova S.V. Pervye dannye po izotopnomu sostavu plastovyh vod razrabatyvaemyh neftyanyh mestorozhdenij Novosibirskoj ob-lasti // Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. Inzhiniring georesursov. - 2021. -T. 332. - № 2. - S. 59-72
© А. С. Фаустова, Д. А. Новиков, С. А. Павлова, А. В. Черных, Ф. Ф. Дульцев, С. В. Рыжкова, 2021
