CC BY
86
УДК: 556.3
Р.Л. Ибрагимов1, И.Н. Плотникова 2
'Татарское геологоразведочное управление ОАО «Татнефть», Казань 2Казанский государственный университет, Казань, irena-2005@rambler.ru
РЕЗУЛЬТАТЫ РЕЖИМНЫХ НАБЛЮДЕНИЙ СОСТАВА ПОДЗЕМНЫХ ВОД КРИСТАЛЛИЧЕСКОГО ФУНДАМЕНТА ЮЖНО-ТАТАРСКОГО СВОДА
В статье приведены результаты исследований подземных вод кристаллического фундамента Южно-Татарского свода и прилегающих областей. Рассмотрена краткая геолого-гидрогеологическая характеристика докем-брийского комплекса пород, представлены результаты наблюдений за составом подземных вод, выполненных в режиме мониторинга в пяти специальных скважинах-пьезометрах. На основе изучения химического и газового состава подземных вод архейско-протерозойского кристаллического комплекса рассмотрен вопрос о перспективах нефтегазоносности фундамента и о его современной геодинамической активности.
Ключевые слова: состав подземных вод, кристаллический фундамент, геолого-гидрогеологическая характеристика, нефтегазоносность фундамента.
Серьезная аргументация в пользу того, что источник нефти месторождений Южно-Татарского свода (ЮТС) и прилегающих территорий находится вне осадочного чехла, ниже кровли кристаллического фундамента (КФ) позволила начать в Татарстане планомерное изучение перспектив нефтегазоносности докембрийского кристаллического комплекса, которое проводится здесь уже более 30 лет. Одним из направлений этих исследований явилось изучение пластовых вод, полученных в скважинах из разуплотненных интервалов разреза КФ. Впервые приток высокоминерализованных рассолов из этих интервалов был получен в 1975 году в скважине 20000-Миннибаевская, после чего пластовые воды КФ изучались постоянно, сначала с целью оценки перспектив нефтегазоносности кристаллического докембрия. Впоследствии цели этих исследований включили целенаправленное изучение изменений микроэлементного и газового состава вод в связи с сейсмической активностью территории, свидетельствующей об активной геодинамике геологической среды изучаемой территории.
Рассмотрим геолого-гидрогеологическую характеристику кристаллических пород докембрия. Всего в пределах Волго-Уральской области выделено 16 архейских и 9 раннепротерозойских комплексов пород. Наиболее древней из стратиграфических подразделений является отрад-ненская серия, слагающая основание разреза раннего докембрия Волго-Уральской антеклизы. В ее составе преобладают пироксенсодержащие породы, отвечающие по минеральному и химическому составу магматическим об-
Рис. 1. Соотношение значений суммарной газонасыщенности вод осадочного чехла и кристаллического фундамента.1 -рифей-вендские отложения в районах отсутствия промышленной нефтеносности; 2 - терригенныге отложения девона в районах отсутствия промышленной нефтеносности; 3 - терригенныге отложения девона, расположенныге вблизи промыышленныых скоплений нефти; 4 - значения, установленныге для флюидонасыг-щенной зоныг кристаллического фундамента в интервале 3230 - 5099 м скв. 20000-Миннибаевской.
разованиям с широким спектром основности. Более высокое стратиграфическое положение по отношению к архейской отрадненской серии занимает большечеремшан-ская серия, которая сложена высокоглиноземистыми био-тит-гранат-силлиманит-кордиеритовыми кристаллическими сланцами и гнейсами. Самыми молодыми являются образования азнакаевского комплекса (Муслимов и др., 1996). Породы фундамента метаморфизованы, прорваны интрузиями кислого и основного состава, смяты в складки различных простираний.
Рис. 2. Газовыш фактор под-земныгх вод для различный породных комплексов и тектонических элементов. терри-генныш девон ЮТС - Данныге по исследованию пластовых вод терригенного девона ЮТС, восточным склон Ток-мовского свода - Резулыта-ты исследования скважин 407 и 425, Я-У (юго-восток ЮТС) - Резулытатыг исследования скважин юго-восточной части ЮТС, Я-У (Бирская седловина) - Резулытатыг исследования скважин 203 и 20005, АЯ-РЯ1 (1793-2028 м) -Резулытатыг исследования вод КФ из скважин №№ 29419, 2092, 966, 11921-Д, 10179-Д, АЯ-РЯ1 (3230-5099 м) - Резулытаты исследования вод КФ из скважиныг № 20000-Миннибаевской.
Бурением в кристаллических породах выявлены многочисленные зоны разуплотнения, обладающие различной коллектирующей емкостью и в различной степени флюидонасыщенные. Коллектора фундамента выявлены как в его прикровельной части, так и на глубинах более 5 км. Их мощность различна и ва рьирует от первых метров до десятков метров (Плотникова, 2004).
С помощью испытателя пласта на тру-
^^ компрессором, Рис. 3. Схема расположения пыезо-
глубинными насоса- метрических скважин.
3 (31) 2009
^научно-техническим журнал
Георесурсы
ми испытано более 130-ти объектов - разуплотненных и трещиноватых интервалов фундамента. Примерно в ] из них получены притоки пластовой воды с различной минерализацией. В ряде случаев на основании компонентного состава растворенных газов некоторые объекты оценены как перспективные на нефть и газ. Дебиты воды из различных зон КФ варьируют в широких пределах - от 0,17 до 125 м3/сут при динамических уровнях от устья скважин в пределах 600 - 1500 м. Пластовые давления, в зависимости от глубины залегания разуплотненных зон, изменяются от 19,8 МПа до 54,0 МПа (Ибрагимов, 2004, Муслимов и др., 1996).
По химическому составу подземные воды архейско-протерозойского кристаллического комплекса близки к водам рифейско-вендских отложений и терригенного девона и относятся к хлоркальциевому типу по В.А. Сулину. Общая минерализация их меняется в пределах 234 - 272 г/ дм3, плотность 1,18 - 1,19 г/см3. Содержание кальция варьирует от 22 до 42 г/дм3, как и в терригенных отложениях девона и рифей-венда. Коэффициент метаморфизации Ка/ С1 находится в пределах 0,4 - 0,6; что свидетельствует о высокой степени закрытости недр. В водах содержатся микроэлементы: йод, бром, аммоний и др. (Анисимов и др., 1979; Ибрагимов, 2004, Муслимов и др., 1996).
Несколько иной состав имеют подземные воды, полученные в скважине 20000 Миннибаевской площади. Это хлоркальциевые рассолы, с общей минерализацией от 287 до 332 г/дм3. Содержание кальция достигает 94 г/дм3, натрия уменьшается до 11,5 г/дм3 по сравнения с вышележащими отложениями (54 - 74 г/дм3). Из микрокомпонентов в подземных водах содержатся (мг/дм3): йод - от 6,3 до 9,0; бром - от 1606,0 до 1932,7; аммоний - 3,6. Отмечается увеличение содержания кальция и брома с глубиной, при одновременном увеличении минерализации и снижении содержания натрия и аммония. В составе водорастворен-ных органических веществ присутствуют (мг/дм3): органический углерод от 97,6 до 137,8; углерод битумной фракции от 0,3 до 0,5 и более, органический азот от 0,02 до 0,2; фенол летучий от 0,1 до 3,9. В скважине 20000 обнаружен бензол, что является прямым показателем возможности обнаружения скоплений углеводородного сырья (Аниси-
Структуры Возраст Скважины Интервал опробования, м Газовый состав вод (об. %)
N2 со2 Не н2 УВГ (сумма) СИ, Аг
ЮТС и его склоны АЯ-РГ^ Миннибаевская 4703-5099 ДО 67 до 0,38 до 5,4 - до 0,38 до 63 до 0,38
Другие скважины 1793-2028 до 76,3 до 5,17 до 1,23 ДО 21,7 0,170,2 до 53,8 Не опр.
Балтийский щит АЯ-РЯ, Кольская СГ-3 0-300 Состав воздушный
300-4500 N2 СН4 н2
4500-5850 Н2 Не
5850-6900 С02 Не Н2
6900-9200 С02 Не Н2
Гравберг 5452 N2 Не Н2 Аг
Московская синеклиза АЛ-РЯ, Воротиловская СГ 752-5058 98,3 2,6 0,45 0,02 0,035 0,0021 -
Смоленская 1118-1129 67,92 1,95 0,14 - 23,6 - 1,15
Домнинская 1186-1251 91,98 2,21 0,99 3,69 - - 1,13
Борисоглебская 610 61,52 10,76 0,11 10,5 16,37 - 0,7
у-рг Опаринская 2188-2205 98,91 0,22 0,84 - 0,87 - 0,6
1912-1939 94,33 0,42 - 0,42 4,83 - -
Макарьевская 1880-1992 95,1 0,10 1,08 2,13 2,03 - 0,52
Усольцевская 1742-2166 98,2 - - - - 0,15 -
Глазовская 1396-1406 99,0 0,15 - - 1,0 - -
Нейская 1350-1360 75,0 - - - - 2,5 -
Табл. 1. Газовый состав подземных вод по результатам бурения параметрических и поисковых скважин (Воронцов, 1996; Глубинные... 1976; 1980 и др.).
мов и др., 1979; Ибрагимов, 2004, Муслимов и др., 1996).
Такие воды характерны для зон длительного отсутствия водообмена и восстановительной обстановки.
Состав водорастворенного газа верхней части разреза архейско-протерозойских отложений в основном метано-во-азотный. Газонасыщенность подземных вод колеблется в пределах 0,11 - 0,35 м3/л. Объемная доля азота в пробах 32 - 68 % , метана от 29 до 62 % .
Газонасыщенность нижележащих интервалов (3230 -3380 м) и (4446 - 4493 м) по результатам испытания скважины 20000 Миннибаевской составляет 0,61; 0,38 м3/л соответственно. Состав газа метаново-азотный. В самом нижнем интервале (4703 - 5099 м, скважина 20000) газонасыщенность вод составляет 450 см3/л. По составу газ мета-ново-азотный. Объемная доля азота в пробах 67,2 - 76,9 %, метана 11 - 14 %, в небольших количествах (до 5 %) обнаружены тяжелые углеводороды. Из других газов присутствуют: гелий, аргон, водород, кислород, углекислый газ. В целом вверх по разрезу наблюдается увеличение объемной доли углеводородных газов. Содержание метана несколько увеличивается в нижних горизонтах.
В сравнении с газовым составом подземных вод по данным бурения параметрических скважин в пределах Восточно-Европейской платформы, газовых состав вод КФ востока Русской плиты (ЮТС и прилегающих территорий) выглядит следующим образом (Табл. 1). Как видно, воды КФ ЮТС отличаются значительно большим количеством УВ-газов и метана.
По своему химическому и газовому составу подземные воды архейско-протерозойского кристаллического комплекса близки к подземным водам терригенного девона и рифей-вендских осадочных пород.
Газонасыщенность подземных вод архейских КПФ (390450 см3/л) не уступает водам девонских (298-476 см3/л) и рифейско-вендских (290 см3/л) отложений (Рис. 1, 2). Неф-тепродуктивность первых из этих пород установлена и изучена, а вторых - предполагается по комплексу геолого-геофизических данных.
Что касается суммы углеводородных газов, то она для вод архея составляет 12,3 - 16%, достигая в отдельных случаях весьма больших значений (Табл. 1), которые сопоставимы со значениями, полученными для вод терригенного девона Ро-машкинского месторождения (63 -73%) и рифей-вендских отложений (44,6%). Кроме этого, суммарное количество УВ-газов в водах КФ превосходит сумму углеводородных газов в водах пород девона малоперспективных районов западной Татарии. Кроме того, в водах разуплотненных зон КФ были обнаружены пропан (2,3%), бутан (1,1 - 2,0%) и следы других тяжелых углеводородов, что является прямым признаком нефтеносности кристаллической толщи (Анисимов и др., 1979; Глубинные..., 1980).
Исследование химико-органических критериев оценки нефтега-зоносности в скв. 20000-Минниба-
|— научно-технический журнал
I еоресурсы з (31) 2009
евской позволило установить, что общее содержание Сорг в водах КПФ значительно выше фонового для терригенно-го девона над ЮТС и рифейско-вендских отложений над его юго-восточным склоном. Такие химико-органические показатели вод архейских пород, как битумный углерод, фенолы, окисляемость йодатная и перманганатная, находятся в пределах фоновых значений для вод терригенного девона ЮТС, а в отдельных случаях - значительно их превышают. Концентрация общего органического азота в водах архея (0,58 мг/л) значительно превышает таковую в пластовых водах пашийско-кыновских отложений над ЮТС (Глубинные..., 1980).
В целом по совокупности всех критериев перспектив нефтеносности архейско-протерозойские отложения оцениваются выше малоперспективных земель (терригенная толща девона восточного склона Токмовского свода) и более сопоставимы с перспективами рифейско-вендских и терригенных пород девона Южно-Татарского свода.
С целью изучения возможной динамики компонентного состава вод КФ (которая может свидетельствовать как об активной геодинамике коры и чехла, так и о современной миграции УВ в осадочный чехол) в 1999 году было принято решение об организации изучения подземных вод кристаллического фундамента в режиме постоянных наблюдений. В качестве объекта исследований было выбрано 5 пьезометрических скважин: 966-Уратьминская, 2092-Черемшанская, 10179-Д Алексеевская, 29419-Холмовская, 11921-Д Березовская (Рис. 3). Выбор скважин не был случайным, поскольку в каждой из них ранее (в 80-х и 90-х годах прошлого столетия) из разуплотненных зон фундамента уже были получены и исследованы пластовые воды (после соответствующих работ по откачке промывочной жидкости, фильтрата бурового раствора и достижения постоянной минерализации пластовой воды).
Постоянные наблюдения за водами КФ указанных скважин продолжались в течение 2000 - 2003 гг. В процессе этих исследований изучался химический и газовый состав вод фундамента и уровень жидкости в скважинах. Анализировались изменения во времени общей минерализации, плотности, кислотности вод, содержания растворенных газов - метана и суммы тяжелых углеводородов, водорода, гелия, углекислого газа, а также растворенного органического вещества - углерода битумной фракции и азота общего (Ибрагимов, 2004).
Общ. содержание углеводородов,
№ СКВ. Площадь объемные доли, %
минимальное максимальное
966 Уратьминская 0,21-0,9 6,5-57,490
2092 Черемшанская 0,21-0,73 3,57-21,2
10179-Д Алькеевская 0,1-5,2 7,2-55,64
11921-Д Березовская 0,08-2,0 2,8-24,75
29419 Хопмовская 0,01-1,02 9,25-70,22
№ скважины (кол-во замеров) Период времени Плотность воды (г/см3) "lin max рн min max Содержание, г/дм3 Минерализация, г/л Соде ржание, мг/дм3
Cl' so4" НСОз' Ca Mg K+Na J Вг NH,
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
10179-Д (24) С января 1993 по ноябрь 2003 гг. 1.154 1,186 4.48 7.79 140.85* 173,75 0,023 0,109 0,000 0,073 17,78 22,59 3.08 5,68 58,01 80,48 226.061 296,748 и 9,8 685,1 894,7 104,4 171,0
2092 (30) С октября 1988 по ноябрь 2003 гг. 1.179 1,191 5,36 8,20 139,23 169,34 0,094 0,158 0,012 0,098 19,87 42,12 0,280 1.174 46,38 68,13 222,29 277,82 3,30 11,3 711,4 813,3 31.1 65,1
966 (35) С января 1993 по ноябрь 2003 гг. 1.147 1,205 5j6 7,52 113,33 205,51 0,018 0,091 0,012 0,098 32,84 57,08 0,852 5,040 24,54 69,69 179,61 328,952 3,58 10,4 602.7 1259,4 7.20 28,8
29419 (77) С января 1993 по ноябрь 2000 гг. 1.184 1,193 3,20 7,32 140,85 175,73 0,066 0,065 0,012 0,037 21.735 27,104 4,900 6,705 50,03 77,67 223,86 284,33 5,20 12,9 954.00 1042,7 187,2 214,2
Табл. 2. Изменение состава пластовых вод кристаллического фундамента в период с 1993 по 2003 гг. (в графах с пятой по 14-ую в числителе указано минимальное значение, в знаменателе - максимальное).
Табл.3. Преде л ь н Ы1 е значения содержания тяжел ыгх углеводородов в газовом составе подземных вод архейско-протерозойского возраста за период 2000 - 2003 гг.
Анализ полученных результатов показал, что на протяжении всего периода наблюдения общесолевой и микрокомпонентный состав вод менялся (Табл. 2). Кислотность вод в скв. 10179-Д, к примеру, являясь слабокислой, в отдельные периоды изменялась до кислой и до слабощелочной. В скв. 2092, на фоне нейтральной и слабой кислотности отмечено возникновение кислой и щелочной сред. Кислотность в скв. 29419 варьировала от кислой до слабощелочной. Выполненное автором исследование взаимосвязи изменения кислотности вод с другими характеристиками их минерального и газового состава показало, что некоторые связи существуют и носят локальный характер проявления. В частности, в скв. 966 выявлена слабая корреляционная зависимость рН от содержания в воде хлора (к=0,43 при п=31). В других скважинах такой зависимости не обнаружено, но установлена (скв. 10179-Д) корреляционная зависимость рН от содержания НС03" (к=0,643 при п=20). Для отдельных скважин выявлена зависимость рН от вариаций содержания углекислоты.
Кроме кислотности менялась минерализация вод, содержание в них хлора, железа, бора, меди и молибдена. Некоторые примеры данных вариаций приведены на Рис. 4 - 6. К примеру, во всех скважинах в пробах, отобранных в августе-сентябре 1998 г., отмечено снижение общей минерализации и хлора и некоторое увеличение углекислого газа. В отдельных скважинах это сопровождалось понижением плотности воды, а в других - плотность сохранялась за счет увеличения содержания железа. С июня по сентябрь 2000 г. во всех рассмотренных скважинах по газовым показателям отмечался всплеск содержания водорода, метана, а в отдельных случаях - гелия. Аналогичные изменения выявлены в составе водорастворенного органического вещества, во всех скважинах отмечались всплески содержания общего азота, которые иногда сопровождались увеличением содержания битумного углерода (Ибрагимов, 2004).
В частности, анализ режимных наблюдений подземных вод кристаллического фундамента по 5 скважинам, с 2000 по 2003 гг., показал следующее. Превышают фоновые значения показания во-дорастворенного органического вещества, особенно значения йодатной окисляемос-ти и летучих фенолов. Колебания значений йодатной окисляемости во времени находилось в пределах от 1 - 5 до 9 - 16 мг/дм3, летучих фенолов от 0,1 - 0,9 до 1,6 - 3 мг/
дм3. Верхние пределы их кон-
3 (31) 2009
^научно-техническим журнал
Георесурсы
Рис. 4. Изменение содержания магния в водах КФ в скв. 2092).
Рис. 5. Изменение минерализации и содержания хлора в водах КФ скважины 966.
центраций соответствуют аномальным значениям и характерны для вод нефтегазовых месторождений.
Более существенные изменения происходили в содержании углеводородной части газового состава вод (Табл. 3).
Анализ результатов временных вариаций газогидрохимических компонентов подземных вод КФ показал их тесную взаимосвязь с сейсмической активностью территории. В качестве индикаторов взаимосвязи были выделены общий азот, водород, метан, в меньшей степени - углекислый газ и гелий.
Однако, наличие факта вариаций гидрохимических показателей, говорит также о другом. В кристаллическом фундаменте на различных глубинах существуют условия для активного перемещения флюидных масс, которое происходит в настоящее время, свидетельствуя об флюидо-динамической активности разуплотненных зон КФ. Вариации содержания водорода, углекислоты, азота, бора однозначно свидетельствуют о роли глубинной составляющей в тепломассопереносе, что в свою очередь указывает на современные процессы флюидизации и тепломассо-переноса, происходящие в верхней (?) коре изучаемого
Рис. 6. Вариации минерализации подземныгх вод КФ в скв. 29419.
региона (Готтих и др., 1988. Иванкин и др., 2001; Кропоткин и др., 1979; Плотникова, 2004). Это подтверждается и результатами мониторинга тепловых полей, выполненного на базе многолетних высокоточных термометрических исследований (Христофорова и др., 2000; Христофорова, 2002).
Сделанный вывод подтверждается результатами изучения геодинамики формирования поля трещиноватости и ориентации дополнительно образующихся трещин, проведенного в районе скв. № 20009-Новоелховской. На основании этих исследований было высказано предположение о высокой геодинамической активности верхнего интервала (до глубины около 12,0 км) Альметьевского блока КФ.
Геодинамическая активность и флюидонасыщенность разуплотненных зон КФ была также подтверждена исследованиями, проведенными с использованием метода трех-компонентного акустического каротажа для изучения геоакустических шумов с целью получения информации о современных динамических процессах в верхней части земной коры (Троянов, 1998, 2000; Троянов и др., 1998).
Термометрические исследования зон-коллекторов фундамента в глубоких скважинах выполненные в режиме мониторинга на протяжении многих лет под руководством Н.Н.Христофоровой показало, что движение теп-ломассоперенос не только не прекращается со временем, но и начинает фиксироваться в ранее неактивных зонах.
Выводы
1. Результаты исследования скважин, вскрывших кристаллический фундамент на значительную глубину, показали, что коллекторы КФ обладают фильтрационно-емко-стными свойствами. В кристаллических породах фундамента присутствует емкостное пространство, в котором флюиды могут свободно циркулировать и которое может рассматриваться в качестве потенциальной ловушки -места аккумуляции нефти и газа.
2. Газогидрохимические показатели нефтеносности ар-хейско-протерозойских пород кристаллического фундамента соответствуют критериям нефтегазоносности, установленным для высокоперспективных и перспективных отложений осадочного чехла (терригенных отложений девона).
3. По совокупности всех критериев перспектив нефтеносности архейско-протерозойские отложения оцениваются выше малоперспективных земель (терригенная толща девона восточного склона Токмовского свода) и более сопоставимы с перспективами рифейско-вендских и тер-ригенных пород девона Южно-Татарского свода.
4. Компонентный состав растворенных углеводородных газов флюидов, насыщающих разуплотненные зоны КФ однозначно свидетельствует о наличие «тяжелых» углеводородов, являющихся прямыми признаками следов миграции углеводородов нефтяного ряда и возможного наличия их залежей.
5. Динамика газонасыщенности и газогидрохимических показателей разуплотненных зон кристаллического фундамента свидетельствуют о современных геодинамических и флюидодинамических активных процессах в земной коре региона.
Литература
Анисимов Б.В., Доронкин К.Н., Кавеев И.Х. и др. Подземные воды кристаллического фундамента Татарского свода. Геология нефти и газа. 1979. № 11. 29-36.
научно-технический журнал
I еоресурсы з (31) 2009
Дорогие коллеги!
Тепло и сердечно поздравляю кафедру геологии нефти и газа КГУ со знаменательной датой - 55-летием со Дня образования. Вы по праву можете гордиться своей историей и предназначением. Открытие Большой нефти в Татарстане требовало от старейшего ВУЗа страны переориентироваться и максимально приблизиться к решению задач и проблем нефтегазодобывающей отрасли. Именно тогда была создана кафедра геологии нефти и газа, родилась особая каста - геологи-нефтяники Татарстана. Создание кадров промысловых геологов во многом способствовало глубокому познанию недр, повышению геологической культуры работы на промыслах и научной организации разработки залежей нефти. Более полувека Ваша кафедра теснейшим образом связана с нефтяным производством, реализацией и внедрением научных результатов на месторождениях ОАО «Татнефть». В НГДУ «Ямашнефть» особое отношение к знаниям о недрах. С первых дней I создания управления стало опытным полигоном по разведке и вводу в промышленную разработку мелких месторождений. I Благодаря сложному геологическому строению месторождения требовали индивидуального научно-обоснованного подхода. Не оценим вклад выпускников Вашей кафедры, Троепольского В.И., Смелкова В.М., Лебедева Н.П. и др., которые совместно со специалистами НГДУ стали первопроходцами при освоении трудноизвлекаемых запасов высоковязких нефтей.
Заслуживает уважение высококвалифицированный профессорско-преподавательский коллектив, щедрый на духовную пищу и глубокие профессиональные знания. Ваши лекции незабываемы и оригинальны и привлекают не только студентов, но и производственников нефтяной промышленности. Отрадно, что и сегодня Вы стремитесь идти в ногу со временем, совершенствуете методики преподавания, являетесь признанным центром научных разработок и инноваций.
Геологи всегда считались романтиками и покорителями земных недр. 55 лет - это мгновение в сравнении с геологическим масштабом времени. Поэтому многое еще впереди, и мы уверены, что кафедра геологии нефти и газа будет двигаться дальше к новым достижениям и юбилеям.
Смыков В.В.
Начальник НГДУ «Ямашнефть»
Окончание статьи Р.Л. Ибрагимова, И.Н. Плотниковой «Результаты режимных ...»
Глубинные исследования архейского фундамента востока Русской платформы в Миннибаевской скважине № 20000. Под ред. Р.Х. Муслимова. Казань: Татарское кн. изд-во. 1976. 188.
Глубинные исследования докембрия востока Русской платформы. Под ред. Р.Х.Муслимова. Казань: Татар. кн. изд-во. 1980. 176.
Готтих Р.П., Писоцкий Б.И., Бурмистенко Ю.Н. и др. Восстановленные флюиды в разрезах нефтегазоносных бассейнов. Советская геология. 1988. № 3. 33-48.
Ибрагимов Р.Л. Вопросы гидрогеологии и использования подземных вод при разведке и разработке нефтяных месторождений. Москва: ОАО «ВНИИОЭНГ». 2004. 140.
Иванкин П.Ф., Назарова Н.И. Глубинная флюидизация Земной коры и ее роль в петрорудогенезе, соле- и нефтеобразовании. М.: ЦНИГРИ. 2001. 206.
Кропоткин П.Н., Валяев Б.М. Глубинные разломы и дегазация Земли. Тектоническое развитие Земной коры и разломы. М.: «Наука». 1979. 257-267.
Муслимов Р.Х., Галдин Н.Е., Гвоздь С.М., Готтих Р.П. и др. Кристаллический фундамент Татарстана и проблемы его нефтега-зоносности. Казань: «Дента». 1996. 488.
Плотникова И.Н. Современный процесс возобновления запасов углеводородного сырья: гипотезы и факты. Георесурсы. 2004. № 1. 40-41.
Плотникова И.Н. Геолого-геофизические и геохимические предпосылки перспектив нефтегазоносности кристаллического фундамента Татарстана. Санкт-Петербург: Недра. 2004. 172.
Троянов А.К. Оценка характера насыщения зон-коллекторов в разрезе кристаллического фундамента по информативным параметрам геоакустических шумов. Перспективыг нефтегазоносности кристаллического фундамента на территории Татарстана и Волго-Камского региона. Казань: Новое Знание. 1998. 191-192.
Троянов А.К., Астраханцев Ю.Г., Исакова Н.Г., Тетерина М.Н. Выделение динамически активных зон в ново-Елховской скважине 20009 по данным трехкомпонентного геоакустического каротажа. Перспективыг нефтегазоносности кристаллического фундамента на территории Татарстана и Волго-Камского региона. Казань: Новое Знание. 1998. 193-195.
Троянов А.К. Изучение современного динамического состояния геологической среды по скважинным наблюдениям геоакустических шумов. Уральский геофизический вестник. Екатеринбург: УрО РАН. 2000. № 1. 88-94.
Христофорова Н.Н., Христофоров А.В., Муслимов Р.Х. Температура и тепловой поток в гранито-гнейсовом слое Земной коры (по результатам экспериментальных измерений в скважинах Татарского свода). Георесурсыi. 2000. № 1(2). 2-11.
Христофорова Н.Н. Тепловой режим литосферы в зонах неф-тегазонакопления на примере Волго-Уральского и Предкавказско-го регионов. Автореф. дис. на соискание ученой степени д.г.-м. н. Казань: Изд-во Каз. унив. 2002. 34.
R.L. Ibragimov. I.N. Plotnikova. Monitoring of water from crystalline basement of South-tatar arch.
Monitoring of water (hydrogeological parameters) from crystalline basement was conducted in selected piezometer wells. Chemical and gas composition of basement waters and fluid levels were monitored in 2000-2003 in these five wells. Basement water monitoring shows changes in total salt, trace-component and gas compositions. These can be related to geological processes occurring in the Earth's crust.
Keywords: composition of basement waters, crystalline basement, geological-hydrogeological characteristics, oil-and-gas content of basement.
Ирина Николаевна Плотникова Д. г.-м. н., зав. кафедрой геологии нефти и газа КГУ. Научные интересы: проблемы генезиса, миграции и аккумуляции нефти и газа, изучение кристаллического фундамента платформ.
420008, Россия, Казань, ул. Кремлевская, 18. Тел.: (843)-292-90-46.
Рафаиль Лукманович Ибрагимов
Д. г.-м. н., гл. гидрогеолог ККГЭ ТГРУ ОАО «Татнефть». Научные интересы: гидрогеология нефтяных и битумных месторождений, поиск и оценка запасов пресных и лечебных минеральных подземных вод.
420000, Россия, Казань, ул. Чернышевского, д.6/2. Тел.: (843) 292-15-36
научно-технический журнал
13W
