-5,4
(-8,5) -50 0,0
(-24) -4,5 +4,0
(-1,0) подсолевих-61 -34
(-48) -7,2 -2,9
(-5,1) -40 -3
(-22) -2,6 +3,2
(+0,2) Примітка. У дужках вказані середні значення і
Інтервали розподілу ізотопів водню і кисню у водах продуктивних структур навіть у регіональному плані істотно відрізняються від фонових, хоча в деяких випадках їх нижні значення перекриваються. Звідси випливає, на наш погляд, важливий практичний висновок, що ізотопно-гідрогеохімічні показники, отримані в регіональному плані, в поєднанні з диференційованим В«стратиграфическимВ» картуванням розподілу ізотопів в межах розвідувальних площ і локальних структур можуть бути ефективно використані при прогнозуванні перспективних територій на нафту і газ.
Різниця між змістами ізотопів водню і кисню (табл. 20) особливо помітно за середньозваженими значенням. Якщо для фонових структур між-і подсолевих комплексів вони складають -56 і -48 ‰ по, - 8,5 і -5,1 ‰ по, то для продуктивних структур цих же відкладень вони відповідають -24 і -22 ‰ по і -1 , 0 і +0,2 ‰ по. При цьому звертає на себе увагу випереджальний збагачення вод киснем-18 ​​в кілька разів відносно ізотопів водню. p> Зрозуміло, наведені інтервали розподілу ізотопів водню і кисню у водах фонових і продуктивних структур по мірі накопичення даних в цілому по регіону і по окремих площах будуть уточнюватися, а методика прогнозування вдосконалюватися. Проте вже в даний час вони знаходять практичне застосування в роботі виробничих організацій як при діагностиці природи вод та їх складу, так і при оцінці перспектив нафтогазоносності. Для виробничих цілей особливо цікавий верхня межа значень і, який при зіставленні з табличними даними та вмістом ізотопів у водах з різних пунктів і горизонтів конкретної ділянки даного регіону відразу дає інформацію про ступінь його перспективності. p> Слід зазначити, що подібні умови формування пластових вод та покладів природних вуглеводнів мають, мабуть, широке поширення. Тому слід рекомендувати проведення рекогносцирувальна ізотопно-гідрогеохімічних зйомок за запропонованою схемою (табл. 20) на території інших басейнів. p> В даний час подібного роду систематичне дослідження проводиться нами спільно з виробничими організаціями об'єднання В«ПолтавнафтогазгеологіяВ» МГ УРСР у межах території Дніпровсько-Донецької западини.
Оцінка перспектив нафтогазоносності локальних структур. Така оцінка за ізотопно-гідрогеохіміческнм показниками вперше проводилася нами на прикладі вивчення розподілу дейтерію і кисню-18 у водах зони ВНК низки нафтових родовищ Прип'ятського і Західно-Сибірського НГБ [12, 17]. Вибір саме цих НГБ не випадкова. Прип'ятський басейн до теперішнього часу ізото вивчений, якщо судити за літературними даними, краще за інших НГБ СРСР, а можливо, і в світі. Він також добре досліджений геологічно, тектонічно, гідрогеологічні, гідрогеохімічні, гідротермодінаміческі та радіаційно-хімічно. Тут проводили серйозні дослідження з вивчення природи розсолів і солей М.Г.Валяшко, А.І.Поліванова та інші. Західно-Сибірський НГБ, розташований в азіатській частині СРСР, цікавий у тому відношенні, що має інше геологічна будова і характеризується істотно відрізняються ізотопним, хімічним, газових та мікрокомпонентного складами вод. У табл. 21 представлені результати ізотопних визначень, а також відомості про інтервали опробування, віці вміщають порід і т. д. Для порівняння наведені дані про інтервали розподілу і в локальних метеоінфільтрогенних і водах нормального фону для відповідних водоносних комплексів. У межах Прип'ятського НГБ вивчалися води девонських межсолевих Задонського-елецких (Сосновська площа) і подсолевих Семілукском-бурегскіх і воронезьких (Давидівська, Мармовічская площі) відкладень, розташовані в північно-східній частині басейну [50]; Західно-Сибірського - води мезозойської-кайіозойскіх верхньо - і нижньокрейдових відкладень Радянського нафтового родовища, розташованого на південному сході Тюменської і північному заході Томської областей (Соснинському, Радянська площі) [17]. Водовмещающіе породи осадового чохла Прип'ятського прогину представлені переважно карбонатними відкладеннями і досить незначно терригенними; Радянського нафтового родовища - чергуванням різнозернистих пісковиків з прошарками аргілітів і алевролітів і глинистими відкладеннями з прошарками алевролітів і пісковиків. p> Аналіз отриманих матеріалів дозволяє виявити особливості формування ізотопного складу контурних вод, властивих кожному з вивчених нафтових родовищ, а також встановити загальні для них закономірності. Так, води зони ВНК Прип'ятського прогину мають ізотопний склад водню і кисню, близьке до SMOW. Значення в них коливаються від -36 до -18, - від -3,8 до +4,9 ‰; мінералізація становить 343,5 - 420,8 г/л. p align="justify"> Таблиця 21
Зміна і в пластових водах продуктивних структур НГБ залежно від відстані до ВНК [12]...
