CC BY
1525.00.07 Гидрогеология (геолого-минералогические науки)
DOI: 10.31660/0445-0108-2020-3-20-30
УДК 556.38
Подземные воды мезозойского гидрогеологического бассейна
Среднего Приобья (на примере Усть-Балыкского месторождения)
И. Г. Сабанина1' 2*, Т. В. Семенова1
1 Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, Россия
2Западно-Сибирский институт проблем геологии нефти и газа Тюменского индустриального университета, г. Тюмень, Россия
*e-mail: ir-gen@inbox.ru
Аннотация. Формирование гидрогеологических условий глубоких нефтегазоносных горизонтов Среднего Приобья и Западно-Сибирского мегабас-сейна в целом, несмотря на большое количество накопленного фактического материала, до сих пор содержит множество вопросов и является предметом дискуссий. Это связано с многочисленными гидрогеодинамическими и гидрогеохимическими аномалиями, не имеющими однозначного объяснения.
Особенностью гидрогеологических условий рассматриваемого района являются наличие инверсионной гидрогеохимической зональности в нижнемеловых и верхнеюрских отложениях, а также наличие маломинерализованных пластовых вод гидрокарбонатно-натриевого состава. Смена генетического типа вод, снижение минерализации, уменьшение содержания иона кальция и возрастание количества гидрокарбонат-иона в мезозойском гидрогеологическом бассейне связаны с преобразованием минерального и органического вещества в осадочных породах при их погружении, на элизионном этапе развития бассейна. Изучение генезиса гидрокарбонатно-натриевых маломинерализованных пластовых вод, залегающих на значительных глубинах, имеет важное практическое значение, так как выявлена связь между инверсией подземных вод и нефтеносностью, поэтому этот факт можно считать поисковым критерием нефтегазоносности.
Ключевые слова: Западно-Сибирский мегабассейн; Среднее Приобье; мезозойский гидрогеологический бассейн; элизионная водонапорная система; минерализация подземных вод
Groundwater in the Mesozoic hydrogeological basin of the Middle Ob (a case study of the Ust-Balykskoye oil field)
Irina G. Sabanina1, 2*, Tatyana V. Semenova1
industrial University of Tyumen, Tyumen, Russia
2 West Siberian Institute of Oil and Gas Geology of Industrial University of Tyumen,
Tyumen, Russia
*e-mail: ir-gen@inbox.ru
Abstract. Despite the fact that there is the large amount of accumulated factual material, formation of hydrogeochemical conditions of deep oil and gas horizons in the Middle Ob and the West Siberian megabasin still contains many questions. This is due to numerous hydrogeodynamic and hydrogeochemical anomalies that don't have an unambiguous explanation.
The presence of inversion hydrogeochemical zoning in the Lower Cretaceous and Upper Jurassic deposits and the presence of low-mineralized reservoir water of a sodium-bicarbonate composition are the peculiarity of groundwater in the considered territory. A change in the genetic type of water, a decrease in mineralization, a decrease in the content of calcium ion, and an increase in the amount of bicarbonate ion in the Mesozoic hydrogeological basin are associated with the transformation of mineral and organic matter in sedimentary rocks, when they are immersed, at the water expelling stage. The determination of the origin of low-mineralized reservoir water of a sodium-bicarbonate lying at significant depths is of great practical importance, since the relationship between the inversion of groundwater and oil content has been revealed, so this fact can be considered a search criterion for petroleum potential.
Key words: the West Siberian megabassin; the Middle Ob; the Mesozoic hydrogeological basin; elysion water pressure system; groundwater salinity
Введение
Наибольший интерес в районе Среднего Приобья представляет мезозойский гидрогеологический бассейн, включающий в себя продуктивные на нефть неокомский и юрский гидрогеологические комплексы. Подземные воды апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса используются на нефтепромыслах для поддержания пластового давления, при разработке нефтяных месторождений и в качестве поглощающего горизонта для утилизации промышленных сточных вод.
Однако проблема формирования состава подземных вод нижней нефтегазоносной зоны разреза является предметом дискуссий и содержит множество вопросов. Это связано с многочисленными гидрогеодинамическими и гидрогеохимическими аномалиями, не имеющими однозначного объяснения. Исследование данного вопроса является особенно важным, учитывая роль гидрогеологических факторов в процессах формирования месторождений нефти и газа [1]. Также большое значение имеет уточнение генезиса и направления движения инверсионных вод, сопровождающих залежи углеводородов для обоснования и построения гидродинамических моделей нефтегазовых месторождений и прогноза формирования пластовых давлений в условиях эксплуатации.
Объект и методы исследования
В отличие от апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса, где имеет место региональный пластовый поток, нижезалегающие неокомский и юрский гидрогеологические комплексы характеризуются наличием замкнутых контуров равных напоров. Возможной причиной такого распределения является наличие потока глубинных парогазовых флюидов, поступающих из пород фундамента в нижнюю часть осадочного чехла [2, 3]. Особенностью гидрогеологических условий рассматриваемого района являются наличие инверсионной гидрогеохимической зональности в нижнемеловых и верхнеюрских отложениях, а также наличие маломинерализованных пластовых вод гидрокарбо-натно-натриевого состава.
Изучаемый мезозойский гидрогеологический бассейн характеризуется резко восстановительной обстановкой, распространением преимущественно щелочных вод, повышенным содержанием микрокомпонентов и является наиболее нефтегазонасыщенным. Повышенное содержание гидрокарбонат-иона в пластовых водах является благоприятным фактором для перехода в раствор
органических веществ, металлоорганических комплексов и микроэлементов [4-6].
Инверсионная гидрогеохимическая зональность изучалась В. А. Сулиным еще в 30-40-х годах прошлого века, однако причины ее формирования не выяснены до настоящего времени.
Вместе с тем установление происхождения маломинерализованных пластовых вод гидрокарбонатно-натриевого состава в нижней части разреза имеет важное практическое значение, так как выявлена связь между инверсией подземных вод и наличием залежей углеводородов, поэтому этот факт можно считать поисковым критерием нефтегазоносности [7].
К настоящему времени сформировались три основные гипотезы, объясняющие происхождение маломинерализованных пластовых вод на больших глубинах и наличие инверсионной гидрогеохимической зональности.
1. Согласно гипотезе В. А. Кротовой, И. А. Лагуновой, Ю. А. Ежова, происходит поступление эндогенных флюидов (содержащих углекислый газ) в зоны седиментационных рассолов, имеющих широкое распространение в нижних частях разреза артезианских бассейнов.
2. Согласно гипотезе В. В. Коллодия и Б. Н. Султанова, процесс формирования скоплений углеводородов сопровождается дистилляцией и конденсацией водоуглеводородных парогазовых смесей.
3. Согласно гипотезе Л. Н. Капченко, А. А. Карцева, В. М. Матусевича, в результате процесса уплотнения осадочных пород и перекристаллизации глинистых минералов происходит переход связанной воды в свободное состояние. Гипотеза получила название «элизионно-дегидрационная» [7].
По мнению авторов, на территории Западно-Сибирского мегабассейна (ЗСМБ), вероятнее всего, происходят все вышеперечисленные модели процессов, влияющих на формирование инверсионной гидрогеохимической зональности, однако большинство исследователей отдают предпочтение элизионно-дегидрационной гипотезе [4, 5, 8, 9].
Инверсионная гидрогеохимическая зональность наблюдается в центральных, северных и западных районах ЗСМБ и приурочена к внутренней области (элизионной литостатической водонапорной системе), где внедрение инфильт-рационных вод было минимальным. Это закрытая (или полураскрытая) водонапорная система, так как имеет связь с дневной поверхностью только в области разгрузки или вообще не имеет связи с ней. Основной формой энергии, которая образовалась при уплотнении глинистых осадков, является потенциальная энергия упругой деформации жидкости, так как на элизионных этапах развития происходили процессы ее отжимания за счет уплотнения пород в коллекторы. В результате чего в коллекторах сформировалось избыточное количество жидкости и наблюдаются сверхгидростатические пластовые давления, составляющие 1,5-1,8 условного гидростатического [7].
На элизионных этапах развития в пределах рассматриваемой территории происходили уплотнение глинистых осадков и отжатие из них элизионных вод из отложений юрского, неокомского, апт-альб-сеноманского и турон-олигоценового возраста. Кратность смены элизионных вод на рассматриваемой территории составила: в юрских отложениях — 15,0, в неокомских — 5,7, в апт-альб-сеноманских — 4,3, в турон-олигоценовых — 1,8 [10]. Наибольшее отжа-тие наблюдается в глинистых осадках юрского возраста.
Центральную часть ЗСМБ можно условно разделить на несколько территорий по характеру изменения гидрогеохимических показателей по разрезу [11]:
1. Территория Обь-Енисейского и Обь-Иртышского междуречий (Алек-сандровско-Колпашевское Приобье) характеризуется наличием нормальной
вертикальной гидрохимической зональности, здесь наблюдается максимально высокая минерализация подземных вод в юрских отложениях от 50 до 86 г/дм3.
2. Территория Широтного Приобья (от Сургута до Ханты-Мансийска), Приуральская часть бассейна, а также участки от Увата до Ханты-Мансийска характеризуются наличием гидрогеохимической инверсии на отдельных участках. Минерализация подземных вод в юрских отложениях составляет менее 20 г/дм3, что значительно ниже минерализации нижнемеловых отложений.
3. Территория южной части Обь-Иртышского междуречья (Омско-Тарское Прииртышье) характеризуется нормальной вертикальной гидрогеохимической зональностью, увеличением величины минерализации подземных вод с глубиной до 25 г/дм3.
4. Территория северной части ЗСМБ (Южно-Русская, Русская, Уренгойская площади и др.) характеризуется наличием инверсионной гидрогеохимической зональности, уменьшением величины минерализации подземных вод вниз по разрезу и распространением (на глубине 2,5-3,8 км) в неокомских и юрских отложениях солоноватых вод гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией от 3 до 5 г/дм3 [11, 12].
Результаты
Обобщение гидрогеохимического материала по району исследований показало, что изучаемая территория имеет ряд особенностей, которые обусловлены его местоположением. Рассматриваемое Усть-Балыкское месторождение расположено в центральной части внутренней области ЗСМБ и приурочено к эли-зионной литостатической водонапорной системе, для которой характерна вертикальная инверсия гидрогеохимической зональности (рис. 1).
Рис. 1. Водонапорные системы Западно-Сибирского мегабассейна [5]:
водонапорные системы: 1 — инфильтрационная (1а — восточного мегаблока, 1б — юго-западного
мегаблока, 1в — приуральского мегаблока); 2 — элизионная литостатическая западного мегаблока;
3 — элизионная геодинамическая
(3а — Омско-Гыданской структурной зоны, 3б — Восточно-Уральского краевого шва, 3в — Ямало-Гыданских линеаментов);
4 — граница Западно-Сибирского
мегабассейна
□ — район Усть-Балыкского месторождения
Мы провели анализ фактического материала химического состава пластовых вод (обработка проводилась по более чем 300 пробам) апт-альб-сеноманского, неокомского и юрского гидрогеологических комплек-
сов исследуемого месторождения и по ряду площадей, расположенных в непосредственной близости.
В таблице представлены средние значения показателей химического состава пластовых вод в рассматриваемом районе [10, 13-16].
На рассматриваемой территории наблюдается снижение минерализации с глубиной от 18,0 г/дм3 в апт-альб-сеноманском гидрогеологическим комплексе до 11,3 г/дм3 — в юрском. Это сопровождается уменьшением содержания иона кальция от 419 до 160 мг/дм3, и возрастанием гидрокарбонат-иона от 188 до 4 232 мг/дм3, и, соответственно, сменой типа вод с хлоридно-кальциевого на гидрокарбонатно-натриевый (см. табл.).
Химический состав пластовых вод апт-альб-сеноманского, неокомского и юрского гидрогеологических комплексов в районе Усть-Балыкского нефтяного месторождения
Показатель Гидрогеологические комплексы
Апт-альб-сеноманский Неокомский Юрский
Водородный показатель (рН) 7,7 7,8 7,3
Минерализация, г/дм3 18,0 14,6 11,3
Единица измерения, мг/дм3
№+ + К+ 6 307 5 937 7 394
Са2+ 419 217 160
Мё2+ 118 37 39
^4+ 26 21 42
С1- 10 715 9 379 9 444
нсо3- 188 489 4 232
Я042- 3 18 30
со32- 6 45 0
I 13,7 19,9 15,1
Вг 53,2 51,4 37,6
В 13,8 14,1 11,2
общ 2,4 16,6 24,0
Е 0,8 1 2,1
SiO2- 5,3 14,6 25,6
Нафтеновые кислоты 0 1,0 0
Удельный вес, г/дм3 1,008 1,010 1,012
Тип вод по В. А. Сулину Хлоридно-кальциевый Хлоридно-кальциевый, хлоридно-магниевый, гидрокарбонатно-натриевый Гидрокарбонатно-натриевый
В подземных водах, в районе Усть-Балыкского месторождения, минерализация пластовых вод апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса изменяется в пределах от 16 до 22 г/дм3, при фоновых значениях 18-19 г/дм3. Вниз по разрезу в пластовых водах неокомского и юрского гидрогеологических комплексов минерализация уменьшается в среднем от 14-16 до 5-8 г/дм3 (рис. 2).
Рис. 2. График изменения величины минерализации с глубиной в районе Усть -Балыкского местоеожОения
Одновременно в водах рассматриваемого месторождения уменьшается содержание иона хлора, но значительно увеличивается содержание гидрокарбонат-иона [3, 7]. Содержание гидрокарбонат-иона до глубины 1 800 м остается относительно постоянным, не превышая 200-300 мг/дм3, однако вниз по разрезу в неокомских и юрских отложениях с глубины 2 000-2 300 м происходит его резкое увеличение до 3 000 мг/дм3 и более, достигая в единичных случаях до 4 800 мг/дм3 (рис. 3). Генетический тип вод изменяется с хлоридно-кальциевого на гидрокарбонатно-натриевый.
По мнению ряда авторов, смена генетического типа вод, снижение минерализации, уменьшение содержания иона кальция и возрастание количества гидрокарбонат-иона в неокомских и юрских отложениях связаны с преобразованием минерального и органического вещества в осадочных породах при их погружении, на элизионном этапе развития бассейна. Процессы, происходящие на стадии глубинного катагенеза и метаморфизма, сопровождаются выделением возрожденных вод и двуокиси углерода, что и является основной причиной опреснения и формирования щелочного характера исследуемых вод [4-6, 10, 16].
Для оценки критерия метаморфизма природных вод мы использовали генетические коэффициенты метаморфизации №/С1 и В/Бг, предложенные В. А. Сулиным
Рис. 3. Изменение содержания гидрокарбонат-иона с глубиной
в подземных водах меловых и юрских отложений
и А. П. Виноградовым. Проведенные расчеты показали, что с глубины 2 000-2 300 метров происходит увеличение генетического коэффициента метаморфизации №/01 от 0,85-0,87 в апт-альб-сеноманском гидрогеологическом комплексе до 1,0-1,34 в водах неокомского и юрского гидрогеологических комплексов (рис. 4).
Согласно исследованиям Т. А. Киреевой и В. А. Всеволожского, генетический коэффициент метаморфизации В/Вг определяет генезис глубинных вод, так как с повышением температуры растворимость соединений бора резко увеличивается, в отличие от соединений брома [7, 8, 12, 17-19]. По данным Г. Ф. Пилипенко, содержание бора в высокотемпературных гидротермах может достигать 600-800 мг/дм3.
В/Вг
0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00
1900
*
2100
\
2300 г я В 5 "2, 2500 - ?
А ♦ *
♦ ♦
2700
♦
2900 +
♦ ♦
Рис. 4. График изменения генетического коэффициента метаморфизации гЫа/гСI подземных вод
Рис. 5. Изменение генетического бор-бромного коэффициента метаморфизации с глубиной в пластовых водах неокомских и юрских отложений
Поступление глубинных флюидов и резкое увеличение температуры питающего раствора характеризуются значениями генетического коэффициента метаморфизации В/Вг близкими к единице, следовательно, о внедрении высокотемпературных глубинных флюидов можно судить по высокому значению коэффициента метаморфизации В/Вг и наличию аномалий гидрогеохимического поля с низкой минерализацией [7, 8, 12, 17-19].
Для определения происхождения инверсионных вод в районе Усть-Балыкского месторождения мы провели анализ значений генетического коэффициента метаморфизации В/Вг. По данным химического состава пластовых вод построены графики зависимости отношения генетического коэффициента метаморфизации В/Вг от глубины и минерализации для пластовых вод нижнемеловых и юрских отложений (рис. 5, 6).
Как видно из рисунков 5 и 6, на рассматриваемой территории с глубиной наблюдается тенденция к увеличению генетического коэффициента метаморфизации В/Вг от 0,09 до 0,80. При уменьшении величины минерализации от 18 г/дм3 в апт-альб-сеноманском гидрогеологическом
комплексе до 10,8 г/дм3 в юрском комплексе генетический коэффициент метаморфизации B/Br достигает достаточно высокого значения 0,80 (близкого к единице). Все эти факты могут свидетельствовать о возможном поступлении высокотемпературных флюидов из фундамента.
0.00 -
9 11 13 15 17 19 21
Минерализация, мг/дм3
Рис. 6. Зависимость генетического бор-бромного коэффициента метаморфизации от минерализации пластовых вод
Обсуждение
Вывод о возможном поступлении высокотемпературных флюидов из фундамента достаточно хорошо соответствует представлениям о геодинамике нижних гидрогеологических комплексов Среднего Приобья, для которых характерно наличие пластово-блоковой системы с преобладающей субвертикальной фильтрацией пластовых вод [3, 20]. На построенных сейсмогеологических разрезах видны тектонические нарушения и высокая степень раздробленности фундамента, оказывающие существенное влияние на осадочный чехол. Как показывают геофизические исследования, шаг блоков, разделенных разломами, находится в пределах 5 километров [7, 8, 12, 17-19].
Следует отметить, что Усть-Балыкское месторождение находится в пределах Аганского палеорифта. На карте неотектонических движений прослеживаются разломы, что свидетельствует об их активности в настоящее время [21].
Данные о положении динамически напряженных зон в пределах Усть-Балыкского месторождения подтверждены результатами бурения, изучением петрографии и литологии кернового материала, полученного из многочисленных разведочных и картировочных скважин [22].
Следовательно, гидрогеологическое поле в рассматриваемом районе можно рассматривать как матрично-флюидальную систему, где матрица является блоком, а динамически напряженные зоны — флюидопроводящими каналами, пропускающими водные растворы, углеводороды и парогазовые смеси [6, 9, 12].
Выводы
Для района Усть-Балыкского месторождения характерна четко выраженная инверсионная гидрогеохимическая зональность подземных вод, которая характеризуется снижением минерализации с глубиной вниз по разрезу от 18,0 г/дм3 в апт-альб-сеноманском гидрогеологическом комплексе до 11,3 г/дм3 — в юрском. При этом наблюдаются уменьшение содержания
иона кальция от 419 до 216 мг/дм3 и увеличение гидрокарбонат-иона от 188 до 4 232 мг/дм3, что приводит к смене генетического типа вод с хлорид-но-кальциевого на гидрокарбонатно-натриевый.
Увеличение значений коэффициентов метаморфизации Ка/С1 и В/Вг и одновременное уменьшение величины минерализации характерны для подземных вод юрских отложений, что может свидетельствовать о возможном поступлении высокотемпературных флюидов, насыщенных углекислым газом, из фундамента.
Подземные воды юрского гидрогеологического комплекса в рассматриваемом районе представляют собой результат смешения первоначально «захороненных» седиментационных вод, элизионных вод, образовавшихся в результате уплотнения и отжатия глинистых осадков, а также глубинных флюидов, возможно, периодически поступающие из фундамента. Поэтому оценка доли каждого вида вод — задача, требующая новых методологических подходов.
Библиографический список
1. Всеволожский В. А., Буданова Д. И., Киреева Т. А. К теории гидрогеологической зональности нефтегазоносных бассейнов платформенного типа [Электронный ресурс] // Гидрогеология сегодня и завтра: наука, образование, практика: материалы междунар. науч. конф. - М., 2013. - Режим доступа: https://istina.msu.ru/conferences/presentations/5295210/.
2. Розин А. А. Подземные воды Западно-Сибирского артезианского бассейна и их формирование / Отв. ред. В. А. Кротова. - Новосибирск: Наука, 1977. - 101 с.
3. Строганова Т. С. Гидрогеодинамика глубоких горизонтов Центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна: Автореф. дис. канд. геол.-минерал. наук. -М.: МГУ им. М. В. Ломоносова, 2003. - 24 с.
4. Матусевич В. М., Ковяткина Л. А. Нефтегазовая гидрогеология: учеб. пособие. В 2 частях. Ч. I. Теоретические основы нефтегазовой гидрогеологии - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - 116 с.
5. Матусевич В. М., Бакуев О. В. Геодинамика водонапорных систем ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна // Советская геология. - 1986. - № 2. - С. 117-122.
6. Матусевич В. М., Рыльков А. В., Ушатинский И. Н. Геофлюидальные системы и проблемы нефтегазоносности Западно-Сибирского мегабассейна. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. - 225 с.
7. Всеволожский В. А., Киреева Т. А. К проблеме формирования инверсий гидрогеохимической зональности // Вестник Московского университета. Серия 4. Геология. - 2009. -№ 5. - С. 19-25.
8. Матусевич В. М., Абдрашитова Р. Н. Геодинамическая концепция в современной гидрогеологии (на примере Западно-Сибирского мегабассейна) [Электронный ресурс] // Фундаментальные исследования. - 2013. - № 4 (5). - С. 1157-1160. - Режим доступа: https://www.fundamental-research.ru/ru/artic1e/view?id=31380.
9. Абдрашитова Р. Н. Гидрогеохимический облик подземных вод в условиях элизи-онной водонапорной системы Западно-Сибирского мегабассейна // Современные проблемы науки и образования. - 2015. - № 2-2. - С. 732.
10. Матусевич В. М., Ставицкий Б. П. Особенности химического состава подземных вод Западно-Сибирского артезианского бассейна в связи с нефтегазоносностью // Материалы IV Совещания по подземным водам Сибири и Дальнего Востока СОАН СССР. - Иркутск, 1969. - С. 156-162.
11. Вертикальная и латеральная гидрохимическая зональность, типизация подземных вод Западно-Сибирского бассейна / Б. П. Ставицкий [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2006. - № 5-6. - С. 58-84.
12. Киреева Т. А., Буданова Д. И. Роль вертикальной миграции высокотемпературных флюидов в формировании пластовых вод нефтегазовых месторождений на севере ЗападноСибирского бассейна // Вестник Московского университета. Серия 4. Геология. - 2013. - № 3. -С. 38-46.
13. Сабанина И. Г. Особенности гидрохимической зональности Усть-Балыкского месторождения нефти // Кристаллы творчества: материалы докладов Студенческой академии наук. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. - Т. 1. - С. 139-141.
14. Сабанина И. Г. Гидрогеологическая модель Усть-Балыкского месторождения нефти // Академический журнал Западной Сибири. - 2012. - № 4. - С. 19-21.
15. Матусевич В. М., Сабанина И. Г. Гидрогеологические особенности конечных стадий разработки нефтяных месторождений Западной Сибири [Электронный ресурс] // Фундаментальные исследования. - 2014. - № 5 (6). - С. 1242-1247. - Режим доступа: https://www.fundamental-research.ru/ru/artic1e/view?id=34075.
16. Сабанина И. Г., Семенова Т. В. Гидрогеологические условия мезозойского гидрогеологического бассейна в районе Усть-Балыкского месторождения нефти // Нефть и газ: технологии и инновации: материалы Национальной науч.-практ. конф. - Тюмень: ТИУ, 2019. - Т. 1. - С. 17-19.
17. Киреева Т. А. К методике оценки эндогенной составляющей глубоких подземных вод // Вестник Московского университета. Серия 4. Геология. - 2009. - № 1. - С. 54-57.
18. Всеволожский В. А., Киреева Т. А. Влияние глубинных газопаровых флюидов на формирование состава пластовых вод нефтегазовых месторождений // Вестник Московского университета. Серия 4. Геология. - 2010. - № 3. - С. 57-62.
19. Формирование гидрохимических показателей для продуктивных пластов нефтяных месторождений Сургутского свода / Л. А. Анисимов [и др.] // Вестник Московского университета. Серия 4. Геология. - 2017. - № 2. - С. 57-65.
20. Дюнин В. И. Гидродинамика глубоких горизонтов нефтегазоносных бассейнов. -М.: Научный мир, 2000. - 472 с.
21. Радченко А. В., Мартынов О. С., Матусевич В. М. Динамически напряженные зоны литосферы — активные каналы энерго-массопереноса / Под ред. В. М. Матусевича, А. В. Рылькова - Тюмень: Тюменский дом печати, 2009. - 240 с.
22. Телицын В.Л., Радченко А.В., Петровский В.А. Эффекты геопатогенеза и промышленное освоение территорий: Гипотезы, реальность, методы прогнозирования / Отв. ред. В. М. Матусевич. - 2-е изд., доп. и перераб. - Тюмень: Поиск, 2001. - 208 с.
References
1. Vsevolozhskiy, V. A., Budanova, D. I., & Kireeva, T. A. (2013). K teorii gidrogeologi-cheskoy zonal'nosti neftegazonosnykh basseynov platformennogo tipa. Gidrogeologiya segodnya i zavtra: nauka, obrazovanie, praktika: materialy mezhdunarodnoy nauchnoy konferentsii. Moscow. (In Russian). Available at: https://istina.msu.ru/conferences/presentations/5295210/
2. Rozin, A. A. (1977). Podzemnye vody Zapadno-Sibirskogo artezianskogo basseyna i ikh formirovanie. Novosibirsk, Nauka Publ., 101 p. (In Russian).
3. Stroganova, T. S. (2003). Gidrogeodinamika glubokikh gorizontov tsentral'noy chasti Zapadno-Sibirskogo artezianskogo basseyna: Avtoref. diss. kand. geol.-mineral. nauk. Moscow, Lomonosov Moscow State University Publ., 24 p. (In Russian).
4. Matusevich, V. M., & Kovyatkina, L. A. (2010). Neftegazovaya gidrogeologiya: ucheb. posobie v 2 chastyakh. Chast' I. Teoreticheskie osnovy neftegazovoy gidrogeologii. Tyumen, Tyumen State Oil and Gas University Publ., 116 p. (In Russian).
5. Matusevich, V. M., & Bakuev, O. V. (1986). Geodinamika vodonapornykh sistem Zapad-no-Sibirskogo neftegazonosnogo basseyna. Sovetskaya geologiya, (2), pp. 117-122. (In Russian).
6. Matusevich, V. M., Ryl'kov, A. V., & Ushatinskiy, I. N. (2005). Geoflyuidal'nye sistemy i problemy neftegazonosnosti Zapadno-Sibirskogo megabasseyna. Tyumen, Tyumen State Oil and Gas University Publ., 225 p. (In Russian).
7. Vsevolozhskiy, V. A., & Kireeva, T. A. (2009). K probleme formirovaniya inversiy gidro-geokhimicheskoy zonal'nosti. Moscow University Geology Bulletin, (5), pp. 19-25. (In Russian).
8. Matusevich, V. M., & Abdrashitova, R. N. (2013). Geodynamic concept in modern hy-drogeology (illustrated West Siberian megabasin). Fundamental research, (4(5)), pp. 1157-1160. (In Russian). Available at: https://www.fundamental-research.ru/ru/article/view?id=31380
9. Abdrashitova, R. N. (2015). Hydrogeochemical image of groundwater in conditions of the elysion water pressure system West Siberian megabasin. Modern problems of science and education, (2-2), pp. 732. (In Russian).
10. Matusevich, V. M., & Stavitskiy, B. P. (1969). Osobennosti khimicheskogo sostava pod-zemnykh vod Zapadno-Sibirskogo artezianskogo basseyna v svyazi s neftegazonosnost'yu. Mate-rialy IV Soveshchaniya po podzemnym vodam Sibiri i Dal'nego Vostoka SOAN SSSR. Irkutsk, pp. 156-162. (In Russian).
11. Stavitskiy, B. P., Kurchikov, A. R., Kontorovich, A. E., & Plavnik, A. G. (2006). Vertik-al'naya i lateral'naya gidrokhimicheskaya zonal'nost', tipizatsiya podzemnykh vod Zapadno-Sibirskogo basseyna. Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, (5-6), pp. 58-84. (In Russian).
12. Kireeva, T. A., & Budanova, D. I. (2013). The role of vertical migration of high-temperature fluids in the genesis of formation waters in oil-gas fields in the north of the Western Siberian basin. Moscow University Geology Bulletin, 68(3), pp. 175-184. (In English).
13. Sabanina, I. G. (2012). Osobennosti gidrokhimicheskoy zonal'nosti Ust'-Balykskogo mestorozhdeniya nefti. Kristally tvorchestva: materialy dokladov Studencheskoy akademii nauk. Tom 1. Tyumen, Tyumen State Oil and Gas University Publ., pp. 139-141. (In Russian).
14. Sabanina, I. G. (2012). Gidrogeologicheskaya model' Ust'-Balykskogo mestorozhdeniya nefti. Academic Journal of West Siberia, (4), pp. 19-21. (In Russian).
15. Matusevich, V. M., & Sabanina, I. G. (2014). Hydrogeological features of final stages of development oil fields of West Siberia. Fundamental research, (5(6)), pp. 1242-1247. (In Russian).
16. Sabanina, I. G., & Semenova, T. V. (2019). Gidrogeologicheskie usloviya mezozoysko-go gidrogeologicheskogo basseyna v rayone Ust'-Balykskogo mestorozhdeniya nefti. Neft' i gaz: tekhnologii i innovatsii. Tom 1. Tyumen, Industrial University of Tyumen Publ., pp. 17-19. (In Russian).
17. Kireeva, T. A. (2009). K metodike otsenki endogennoy sostavlyayushchey glubokikh podzemnykh vod. Moscow University Geology Bulletin, (1), pp. 54-57. (In Russian).
18. Vsevolozhskiy, V. A., & Kireeva, T. A. (2010). Influence steam-and-gas fluids on formation of reservoir water composition in oil and gas fields. Moscow University Geology Bulletin, (3), pp. 57-62. (In Russian).
19. Anisimov, L. A., Kireeva, T. A., Bankin, K. I., Krasnyashhikh, O. S., & Lyamina, L. A. (2017). Formation of hydrochemical indicators for reservoirs of oil deposits of the Surgut arch. Moscow University Geology Bulletin, (2), pp. 57-65. (In Russian).
20. Dyunin, V. I. (2000). Gidrodinamika glubokikh gorizontov neftegazonosnykh bassey-nov. Moscow, Nauchnyy mir, 472 p. (In Russian).
21. Radchenko, A. V., Martynov, O. S., & Matusevich, V. M. (2009). Dinamicheski na-pryazhennye zony litosfery - aktivnye kanaly energo-massoperenosa. Tyumen, Tyumenskiy dom pechati Publ., 240 p. (In Russian).
22. Telitsyn, V. L., Radchenko, A. V., & Petrovskiy, V. A. (2001). Effekty geopatogeneza i promyshlennoe osvoenie territoriy: Gipotezy, real'nost', metody prognozirovaniya. 2nd edition, revised and expanded. Tyumen, Poisk Publ., 208 p. (In Russian).
Сведения об авторах
Сабанина Ирина Геннадьевна, аспирант, Тюменский индустриальный университет, старший научный сотрудник, ЗападноСибирский институт проблем геологии нефти и газа Тюменского индустриального университета, г. Тюмень, e-mail: ir-gen@inbox.ru
Семенова Татьяна Владимировна, к. г.-м. н., доцент кафедры геологии месторождений нефти и газа, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Information about the authors
Irina G. Sabanina, Postgraduate, Industrial University of Tyumen, Senior Researcher, the West Siberian Institute of Oil and Gas Geology of Industrial University of Tyumen, e-mail: ir-gen@inbox.ru
Tatyana V. Semenova, Candidate of Geology and Mineralogy, Associate Professor at the Department of Geology of Oil and Gas Fields, Industrial University of Tyumen
