Гідрогеологічні умови південно-східної частини Передкарпатської нафтогазоносної області

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Вступ

Актуальність теми. З огляду на недостатню забезпеченість України власними вуглеводневими енергоресурсами, гостро постала проблема пошуків нових родовищ нафти і газу та дорозвідки існуючих. Одним з перспективних регіонів в межах Карпатської нафтогазоносної провінції (НГП) є Лопушнянський нафтогазопромисловий район (НГПР), де вперше у піднасуві Внутрішньої зони (на глибинах понад 4 км) відкриті поклади нафти та газоконденсату.

Вивчення гідрогеологічних умовин даного регіону, розкриття на їх основі закономірностей формування та збереження покладів нафти і газу та встановлення критеріїв нафтогазоносності дає підстави для нових відкриттів як у межах південно-східної частини, так і всієї Передкарпатської нафтогазоносної області (НГО).

Зв'язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Дисертаційна робота тісно пов'язана з виконанням Національної програми “Нафта і газ України” до 2010 р. та Державної програми “Мінерально-сировинна база України” на період до 2005 р., а її результати включені у науково-дослідну тему 1.5.8.3. (3.1.9.), № держ. реєстрації 0101U002460 “Гідрогеологія нафтових і газових родовищ Карпатської нафтогазоносної провінції (в межах України)” ІГГГК НАН України та НАК “Нафтогаз України”, 2001 рік (№ Б-3/01).

Мета і задачі дослідження.

Мета роботи - на основі гідрогеологічних ознак встановити закономірності формування та збереження покладів нафти і газу та обгрунтувати критерії нафтогазоносності південно-східної частини Передкарпатської НГО.

Задачі дослідження:

- розкрити гідрогеохімічну, газогідрогеохімічну та термобарну зональності південно-східної частини Передкарпатської НГО;

- з'ясувати гідрогеохімічні, газогідрогеохімічні та термобарні особливості продуктивних структур;

- дослідити палеогідрогеологічні умовини району та їх роль у нафтогазонагромадженні.

1. Геологічна будова і нафтогазоносність південно-східної частини Передкарпатської НГО

Регіон досліджень охоплює південно-східну частину Передкарпатського прогину, відому в літературі як Покутсько-Буковинське підняття, яке відмежоване з північного заходу Покутським розломом і знаходить своє продовження на теренах Румунії. Південно-східна границя досліджень торкалася кордону між Україною та Румунією. Згідно тектонічного районування Передкарпатського прогину за О.С. Вяловим, Г.Н. Доленком, В.В. Глушком регіон досліджень складений Зовнішньою та Внутрішньою зонами, а Внутрішня - Самбірсько-Рожнятівським та Бориславсько-Покутським покровами. Останній відомий як Покутські складки.

Донеогеновий фундамент Зовнішньої зони формують пізньопротерозой-палеозойські та мезозой-палеогенові відклади. Розмита поверхня різновікових порід фундаменту незгідно перекрита міоценовим комплексом верхніх молас. Самбірсько-Рожнятівський покров виповнений моласами раннього і середнього міоцену, що зірвані зі своєї основи і насунуті на Зовнішню зону. Покутські складки, що перекривають утворення Самбірсько-Рожнятівського покрову, представлені флішовими відкладами крейдового і палеогенового віку та нижніми моласами раннього міоцену.

У південно-східній частині Передкарпатської НГО відкриті Красноїльське, Шереметівське, Чорногузьке, Ковалівське, Косівське, Яблунівське, Дебеславицьке, Пилипівське газові та Лопушнянське нафтове родовища. Поклади газових родовищ пов'язані з верхньобаденськими та нижньосарматськими пісковиковими пластами верхніх молас Зовнішньої зони. Газ родовищ характеризується високим вмістом метану (95-99 % об.) при незначній частці важких вуглеводнів та інших газів. Запаси найбільшого, Ковалівського родовища не перевищують 750 млн. м3.

2. Гідрогеологічна характеристика південно-східної частини Передкарпатської НГО

Гідрогеологічні дослідження А.Є. Бабинця, К.С. Гавриленко, В.В. Колодія, К.В. Макова, А.Ф. Романюка, С.З. Сайдаковського, Є.П. Студзінського, О.Д. Штогрин, В.М. Щепака проводились, головним чином, у північно-західній та центральній частинах Передкарпатської НГО, де відкрита і експлуатується значна кількість газових та нафтових родовищ. Гідрогеологічна вивченість південно-східної частини була не достатньо повною.

На основі досліджень ємкісно-фільтраційних характеристик порід-колекторів, їх водозбагаченості та гідрогеологічних умовин у водонапірному суббасейні південно-східної частини Зовнішньої зони нами виділені рифейсько-палеозойський, мезозойсько-нижньокайнозойський та верхньокайнозойський водоносні комплекси. Регіональним флюїдотривом між верхніми комплексами слугують гіпсово-ангідритові відклади тираської світи нижнього бадену. Спорадичні водоносні пласти із нижніх молас водонапірного суббасейну Самбірсько-Рожнятівського покрову віднесені до міоценового водоносного комплексу. Разом з тим глинисто-соленосні моласи покрову є регіональним флюїдотривом, що гідравлічно роз'єднує водонапірний суббасейн Зовнішньої зони та гідрогеологічний масив Покутських складок. У гідрогеологічному масиві Покутських складок виділено крейдово-еоценовий та олігоценовий водоносні комплекси, флюїдотривким розділом між якими є вапнисто-глинисті утворення бистрицької світи.

Водонапірний суббасейн південно-східної частини Зовнішньої зони Передкарпатського прогину представлений двома типами гідрогеохімічної зональності, існування яких обумовлено знаходженням водоносноих горизонтів у піднасуві Внутрішньої зони та поза покровами.

Води першого типу характеризуються спільними геохімічними ознаками: це, насамперед, висока мінералізація, яка сягає 325 г/л, хлориднокальцієвий тип (за В.О. Суліним), хлоридний кальцієво-натрієвий склад. Вони метаморфізовані та відзначаються високими значеннями хлор-бромного відношення. Разом з тим води збагачені рідкісними лужними елементами та стронцієм. Води із водоносних горизонтів, що знаходяться поза межами покровів Внутрішньої зони, порівняно невисокої мінералізації, яка зрідка перевищує 40 г/л та зростає при наближенні горизонтів до Стебницького насуву. Вони переважно сульфатно-хлоридного кальцієво-натрієвого складу. Збільшення їх метаморфізації пов'язане із фактором закритості та ізольованості структур.

Міоценовий водоносний комплекс водонапірного суббасейну Самбірсько-Рожнятівського покрову сформований солянками хлориднокальцієвого та хлоридномагнієвого типів хлоридного кальцієво-натрієвого складу з мінералізацією від 200 до 400 г/л. Згідно натрій-хлорного та хлор-бромного відношень вони представлені двома генетичними групами. У першій натрій-хлорне відношення перевищує 0,9, хлор-бромний показник сягає перших тисяч. Для другої характерні понижені відносно морської води значення цих коефіцієнтів.

Згідно геохімічних ознак води із водоносних горизонтів гідрогеологічного масиву Покутських складок представлені цими ж генетичними групами, що і солянки з молас Самбірсько-Рожнятівського покрову.

Базуючись на геохімічних характеристиках при застосуванні методів статистичного аналізу сукупність вод Лопушнянського нафтового родовища була розділена на три генетичні групи. Маломінералізовані відносно фону та збагачені SiO2 та SO4, води групи 1, що залягають у вигляді тонкої облямівки на водонафтовому контакті верхньоюрського покладу, ідентифіковано як суміші конденсаційно-солюційних та вод гідрогеохімічного фону. Наявність перших вказує на їх генетичний зв'язок з вуглеводнями та вивільнення із водо-нафтогазової суміші внаслідок стрибкоподібного зменшення величин термобарних параметрів. За первинний хімічний склад вод, розчинених у лопушнянській нафті в глибинних природних умовинах можна вважати характеристику води, отриманої шляхом відстоювання цієї нафти.

Водорозчинені та вільні гази мезозойсько-нижньокайнозойського водоносного комплексу водонапірного суббасейну Зовнішньої зони азотно-метанового, вуглеводнево-метанового, азотно-вуглеводнево-метанового, зрідка метанового складів. Зі збільшенням глибини залягання горизонту у газах зростають частки важких вуглеводнів та азоту. Згідно аргон-азотного показника, який не перевищує 0,57 (для прісних вод він складає 2,68), встановлено, що основна частка водорозчиненого азоту глибоко занурених горизонтів не атмосферного походження. Тісна кореляція вмістів азоту із віком газоводоносних колекторів дає можливість стверджувати його метаморфічну ґенезу.

Зворотна кореляція частки метану із вмістами важких вуглеводнів та з віком газоводоносних колекторів розкриває диференціацію нафтогазової суміші внаслідок заповнення пасток Лопушнянської структури. В її результаті в нижніх горизонтах акумулюються нафта та гази з великою часткою важких гомологів метану, вище - легкі метанові гази, що обумовлено різними молекулярними масами, коефіцієнтами дифузії та сорбції відповідних компонентів.

Враховуючи закономірності диференціації вуглеводневих газів та високі частки метану (91-94 об. %) при обмежених кількостях важких вуглеводнів (0,4-5,0 об. %) та азоту, існує ймовірність знаходження нафти у верхньоюрських породах-колекторах Таталівського тектонічного блоку, пробуреного свердловиною Лопушна-13.

Водорозчинені гази верхньокайнозойського водоносного комплексу до глибини 500 м мають азотно-метановий, метаново-азотний, зрідка вуглекисло-метаново-азотний склади. На глибинах понад 500 м газ метановий, рідше азотно-метановий. Основні кількості азоту та діоксиду вуглецю у водорозчинених газах верхніх горизонтів комплексу атмосферного походження і пов'язані з підтоком інфільтраційних вод. Вік водорозчинених газів згідно показника Не·115/Ar (Савченко В. П., 1935; Козлов А. Л., 1950) не перевищує 1,4 млн. років. З глибини нижче 810 м вік водорозчинених газів становить 2,2-16,1 млн. років, що відповідає неогеновому періоду. Встановлена тенденція до зростання значень Не·115/Ar із збільшенням метаморфізації вод, що проявляється при зростанні закритості (ізольованості) структур. Вільні гази із газоводоносних колекторів цього комплексу в основному метанового складу.

У системах водорозчинених та вільних газів комплексу обернена кореляція частки метану із частками азоту і діоксиду вуглецю та глибиною залягання горизонту розкриває вплив газових покладів на компонентну складову фонових газів. Зворотний зв'язок між кількостями важких вуглеводнів та метану і прямий між першими та глибиною залягання горизонту вказує на диференціацію газових вуглеводнів при міграції і заповненні пасток.

При наближенні до газових покладів зростає газонасиченість вод і відповідно Рг/Рпл. Збільшення газонасиченості і Рг/Рпл у напрямку до диз'юнктивних порушень дозволяє встановити шляхи міграції газів.

4. Геотермобарні умовини південно-східної частини Передкарпатської НГО

Згідно опублікованих даних по розподілу геотермічних параметрів на території досліджень (Осадчий В.Г. та ін., 1999) переінтерпретована схема розподілу значень середнього геотермічного градієнта південно-східної частини Передкарпатської НГО. Диференціація гідрогеотемпературного поля полягає у зростанні значень геотермічного градієнта від 1,0-1,5 до 2,5С/100 м з північного заходу на південний схід, що пов'язано з аномалією теплового поля у Передкарпатському прогині (Кутас Р.И., 1978). На загальному фоні також проявляється аномалія, приурочена до Лопушнянського нафтового родовища. Просторовий зв'язок ізоліній геотермічного градієнта із розломами вказує на вирішальну роль конвективно-дифузійного теплопереносу у формуванні гідрогеотемпературного поля.

Згідно розподілу температур у південно-східній частині Передкарпатської НГО геотемпературна аномалія, яка пов'язана з Красноїльським газовим родовищем, найчіткіше проявляється на зрізі -2000 м. Різниця температур між продуктивними і непродуктивними свердловинами тут сягає 13С.

На термограмі горизонтів газових родовищ та суміжних площ підвищені відносно фону значення температур характерні для інтервалів розкриття газових покладів. Геотемпературна аномалія св. Замостя-2 обумовлена тепломасопереносом вздовж тектонічного порушення, з яким вона межує. З глибини вище 750 м будь-яких перевищень фонових значень не спостерігається, що викликано гідрогеологічною розкритістю надр та охолоджуючим впливом інфільтраційних вод.

Водоносні горизонти Внутрішньої зони південно-східної частини Передкарпатської НГО характеризуються пластовими тисками, близькими до умовних гідростатичних.

Пластові тиски із водоносних горизонтів Сторожинецького та Косівського блоків водонапірного суббасейну Зовнішньої зони, в основному, нижчі за умовні гідростатичні. Це пояснюється відсутністю потужних глинистих екранів, а також скидоподібними зміщеннями горизонтів. Окремі випадки їх наближення до умовних гідростатичних проявляються на глибинах до 500 м, що зумовлено власне гідростатичним напором інфільтраційних вод.

На побудованій схемі розподілу пластових тисків верхньобаденського водоносного горизонту, приведених до відмітки -500 м, спостерігається їх зростання у південно-східному напрямку а також при наближенні до диз'юнктивних порушень. У регіональному плані простежується залежність між величинами пластових тисків та температур. Відхилення від вказаної вище залежності зумовлені ступенем гідрогеологічної і термобарної ізольованості та розвантаженням нагрітих флюїдів на ділянках п'єзомінімумів, часто до яких тяжіють поклади газових родовищ.

Пластові тиски у водоносних горизонтах піднасуву Внутрішньої зони у більшості випадків значно перевищують умовні гідростатичні (коефіцієнт надгідростатичності - Pпл/Pуг сягає 1,5). Час зниження надгідростатичного тиску до гідростатичного, визначений за методикою, яка враховує потужність глинистого флюїдотриву та його коефіцієнт фільтрації (Линецкий В.Ф., 1959), для нашого випадку становить 6,5 млн. р. Враховуючи післябаденський час формування Самбірсько-Рожнятівського покрову і існування його понад 12 млн. р., первинні надгідростатичні пластові тиски, що утворилися в результаті елізії з глинисто-соленосних молас, до цього часу знизилися би практично до гідростатичних. Чинником поновлення надгідростатичних пластових тисків у водоносних горизонтах піднасуву Внутрішньої зони ми вважаємо неотектонічні процеси, що ведуть до пружно-пульсаційного механізму міграції флюїдів.

Пластові тиски верхньокрейдового водоносного горизонту Лопушнянського нафтового родовища, розраховані до відмітки -4000 м, закономірно зростають від центру до периферії структури. В цей же час ділянка п'єзомінімуму характеризуються температурним максимумом. Простежується також одновекторна спрямованість їх осей. Таке поєднання обумовлене розвантаженням флюїдів у зонах п'єзомінімумів, що призводить до переносу значної кількості тепла.

5. Походження і умовини формування підземних вод південно-східної частини Передкарпатської НГО

Значна роль у формуванні, збереженні та руйнуванні покладів нафти та газу належить підземним водам. Оскільки нафтогазоутворення і нафтогазонакопичення пов'язують із минулими етапами в історії розвитку водонапірних басейнів, суттєвого значення набуває вивчення їх палеогідрогеологічних умовин.

Для встановлення ґенези підземних вод південно-східної частини Передкарпатської НГО застосований палеогідрогеологічний метод, який базується на використанні широкого спектру палеогеографічних, палеотектонічних, палеогідродинамічних, геохімічних, літологічних і гідрогеохімічних ознак. Для водонапірного суббасейну Зовнішньої зони і Самбірсько-Рожнятівського покрову та гідрогеологічного масиву Покутських складок побудовані історико-гідрогеологічні графіки з виділенням гідрогеологічних циклів, а в їх межах елізійних та інфільтраційних етапів. Вперше виділений динамо-елізійний етап, чинником елізійних процесів у якому виступають геодинамічні та вторинні геостатичні навантаження, зумовлені насувотвірними рухами.

Згідно палеогідрогеологічних реконструкцій та сучасних геохімічних ознак (зокрема надвисоких значень хлор-бромного відношення) встановлено, що формування підземних вод піднасуву Внутрішньої зони пов'язане з вилуговуванням на інфільтраційному етапі хлоридних солей із глинисто-соленосних молас Самбірсько-Рожнятівської підзони та наступним їх витисканням у платформові колектори на динамо-елізійному етапі. За підрахунками, води, витисненої із молас, при їх зануренні до глибини 3-4 км та сучасній потужності 600-900 м, було достатньо для заповнення порід-колекторів потужністю до 2,5 км. Їх метеорна генеза підтверджується низькими значеннями дD та д18О (Колодий В.В., Койнов И.М., 1984).

Води горизонтів суббасейну Зовнішньої зони, що знаходяться поза межами покровів, за ґенезою, головним чином, давньо- та сучасноінфільтраційні. Сучасна інфільтрація сягає глибини 800 м, на що вказують гідрогеохімічні, газогідрогеохімічні та термобарні ознаки.

Високомінералізовані солянки водонапірного суббасейну Самбірсько-Рожнятівського покрову та гідрогеологічного масиву Покутських складок представлені двома генетичними типами. Генеза першого пов'язана із згущенням морської води, генеза другого давньоінфільтраційна.

Сприятливими умовинами для збереження вуглеводневих скупчень є переважання тривалості етапів елізійного водообміну над інфільтраційним протягом циклів гідрогеологічного розвитку. Для водонапірного суббасейну Зовнішньої зони встановлено значне переважання тривалостей та інтенсивностей давніх інфільтраційних водообмінів над елізійними. Виходячи з цього, формування вуглеводневих скупчень припадає на останній гідрогеологічний цикл, елізійний етап якого закінчився у ранньосарматський вік, а інфільтраційний та динамо-елізійний тривають і зараз.

Руйнування покладів нафти і газу проходить, головним чином, на інфільтраційних етапах гідрогеологічної історії і може здійснюватись як механічним (вимиванням покладів), так і за рахунок біохімічного окиснення вуглеводнів сульфатами. Для вивчення умовин збереження покладів більшого значення набуває визначення масштабів окиснення, тому що сульфати в тих чи інших кількостях присутні у складі більшості підземних вод.

Оскільки піднасув Внутрішньої зони характеризується квазізастійним гідрогеологічним режимом та високими температурами (> 90С), які відповідно унеможливлюють привнесення сульфатів та життєдіяльності бактерій, біохімічне руйнування в межах території досліджень можливе тільки для глибин поширення покладів газових родовищ. Час окиснення газових покладів, обчислений згідно методики (Карцев А.А. и др., 1969), яка враховує швидкість руху підземного потоку, площу газоводяного контакту, вміст сульфатів у воді, запас газу в покладі та коефіцієнт швидкості реакції окиснення, не перевищує 1,9 млн. років. Виходячи з короткотривалого часу збереження, можна стверджувати дуже молодий (пліоцен-четвертинний) вік формування газових родовищ південно-східної частини Передкарпатської НГО.

6. Гідрогеологічні критерії нафтогазоносності південно-східної частини Передкарпатської НГО

Локальними прямими гідрогеохімічними критеріями нафтоносності в межах регіону досліджень є наявність маломінералізованих відносно фону конденсаційно-солюційних вод та збагаченість супутніх вод нафтових покладів водорозчиненою органічною речовиною.

Висока мінералізація вод, метаморфізація, хлориднокальцієвий тип, низькі значення коефіцієнта сульфатності та збагаченість NH4, Br, J, - загальні побічні критерії нафтоносності, які розкривають сприятливі передумови для збереження нафтових покладів.

Варто зауважити, що поклади газових родовищ південно-східної частини Передкарпатської НГО скупчені як у зоні утрудненого так і активного водообміну (гідрогеологічно ізольовані структури). Поєднання підвищеної мінералізації, метаморфізації, збагаченості амонієм, бромом, йодом та радієм та збідненості сульфат-іоном підземних вод є локальною побічною ознакою газоносності для зони активного водообміну. Для зони утрудненого водообміну таке поєднання - це регіональна побічна ознака.

Локальними прямими газогідрогеохімічними ознаками нафтоносності в межах регіону досліджень є висока частка у водорозчинених газах важких гомологів метану (CH4/ВВ ? 10) при обмеженій кількості азоту (? 2,5 об %.). Згідно газогідрогеохімічних ознак та закономірностей диференціації вуглеводневих газів існує висока ймовірність знаходження нафти у верхньоюрських колекторах Таталівського тектонічного блоку, пройденого свердловиною Лопушна-13.

Газогідрогеохімічними критеріями наявності покладів газу є високий вмісту водорозчинених газах метану (? 96 об. %) при незначній частці азоту (? 3 об %.). Зі збільшенням глибини ці показники змінюються відповідно до 90% об. та 8 об. %. Газонасиченість вод продуктивних структур понад 500 см3/л, Рг/Рпл ? 0,3. До загальних побічних ознак газоносності віднесене значення коефіцієнта He·115/Ar, яке, при значенні понад 2, вказує на гідрогеологічно закриті (ізольовані) структури.

Локальним побічним критерієм нафтогазоносності в межах регіону досліджень є тяжіння продуктивних структур до ділянок поєднання температурних максимумів та п'єзомінімумів.

Висновки

Води першого типу характеризуються хлоридним кальцієво-натрієвим складом, високою мінералізацією (до 325 г/л), надвисокими значеннями хлор-бромного відношення, метаморфізацією та збагаченістю мікроелементами. Виходячи з палеогідрогеологічних реконструкцій та сучасних геохімічних ознак ґенезу цих вод пов'язано із вилуговуванням глинисто-соленосних молас Самбірсько-Рожнятівського покрову інфільтраційними водами та наступною їх елізією у платформові породи-колектори. Згідно розрахунків, стовп солянок, витиснених із молас покрову, сягнув 252 м та заповнив породи-колектори потужністю до 2,5 км.

Мінералізація вод із водоносних горизонтів, що знаходяться поза межами покровів, зрідка перевищує 40 г/л, а їх іонно-сольовий склад обумовлений, головним чином, процесами давньої та сучасної інфільтрації. Сучасна інфільтрація сягає глибини 800 м, на що вказують гідрогеохімічні, газогідрогеохімічні та термобарні ознаки.

3. Маломінералізовані відносно фону та збагачені SO4 та SiO2 води, що залягають тонкою облямівкою на водонафтовому контакті верхньоюрського покладу Лопушнянського родовища, ідентифіковано як суміші конденсаційно-солюційних та вод гідрогеохімічного фону. Наявність перших вказує на їх вивільнення із водо-нафтогазової суміші внаслідок стрибкоподібного зменшення термобарних параметрів.

4. Методом газогідрогеохімічного аналізу із застосуванням математичної статистики встановлено зростання частки важких вуглеводнів у газах з глибиною як у порівнянні між окремими родовищами, так і між покладами в межах одного родовища. Наявна зональність, на нашу думку, є наслідком вертикальної міграції газової суміші та наступного розділення її складової при заповненні пасток. Збільшення газонасиченості вод і відповідно Pг/Pпл у напрямку диз'юнктивних порушень вказують шляхи міграції газів.

5. Проаналізований фактичний матеріал дає можливість стверджувати, що потужності глинисто-соленосних молас Самбірсько-Рожнятівського покрову недостатньо для збереження надгідростатичних пластових тисків у водоносних горизонтах піднасуву Внутрішньої зони. Причиною поновлення надгідростатичних пластових тисків є неотектонічні процеси, що забезпечують енергетично пружно-пульсаційний механізм міграції флюїдів. Саме цим процесам належить основна роль у формуванні вуглеводневих скупчень у південно-східній частині Передкарпатської НГО.

6. Зв'язок нафтових покладів Лопушнянського родовища із ділянкою п'єзомінімуму та термомаксимуму зумовлений вертикальними перетоками прогрітої водонафтової суміші вздовж периферійних диз'юнктивних порушень та розвантаженням у розущільнених колекторах склепіння горст-антиклінальної структури.

7. Формування вуглеводневих скупчень південно-східної частини Передкарпатської НГО припадає на останній цикл гідрогеологічного розвитку, що триває від карпатію дотепер. Теоретично обрахований час біохімічного зруйнування газових покладів не перевищує 1,9 млн. років.

8. Гідрогеологічними критеріями нафтоносності південно-східної частини Передкарпатської НГО є наявність конденсаційно-солюційних вод, збагаченість супутніх вод розчиненою органічною речовиною та висока частка у водорозчинених газах важких гомологів метану (CH4/ВВ ? 10, при кількості азоту ? 2,5 об. %).

9. Поєднання підвищеної мінералізації, метаморфізації, збагаченості амонієм, бромом, йодом і радієм та збідненості сульфат-іоном підземних вод - локальна побічна ознака газоносності для зони вільного водообміну регіону досліджень. Для зони утрудненого водообміну - це регіональна побічна ознака.

Газогідрогеохімічними критеріями наявності покладів газу є високий вміст у водорозчинених газах метану (? 96 об. %) при незначній частці азоту (? 3 об. %). Зі збільшенням глибини залягання ці показники змінюються відповідно до 90 % об. та 8 об. % Газонасиченість вод перспективних структур ? 500 см3/л, Pг/Pпл ? 0,3.

Література

1. Гарасимчук В.Ю. Гідрогеохімічні особливості Лопушнянського нафтового родовища (піднасув Покутсько-Буковинських Карпат) // Геологія і геохімія горючих копалин. - 2001. - №3. - С. 77-87.

2. Гарасимчук В.Ю., Колодій В.В. Походження і умовини формування підземних вод Лопушнянського нафтового родовища у південно-східній частині Передкарпатського прогину // Геологія і геохімія горючих копалин. - 2002. - №3. - С. 21-36.

3. Гарасимчук В.Ю. Водорозчинені та вільні гази південно-східної частини Зовнішньої зони Передкарпатського прогину // Геологія і геохімія горючих копалин. - 2003. - №1. - С. 50-63.

4. Гарасимчук В.Ю., Колодій В.В. Геотермобарні умовини осадової товщі південно-східної частини Передкарпатської нафтогазоносної області // Геологія і геохімія горючих копалин. - 2003. - №2. - С. 7-18.

5. Гарасимчук В.Ю., Величко Н.З. Газогідрогеохімічні критерії нафтоносності автохтону південно-східної частини Передкарпатського прогину // Сучасні проблеми геологічної науки. - К.: НАН України, Інститут геологічних наук. - 2003. -С. 129-132.

6. Гарасимчук В.Ю., Величко Н.З. Походження і умовини формування підземних вод південно-східної частини Передкарпатської нафтогазоносної області // VIII наук. конф. молодих вчених та спеціалістів ІГГГК НАН України та НАК “Нафтогаз України”. - Львів: ІГГГК НАН України. - 2003. - С. 37-39.

Размещено на Allbest.ru