Води порівняння і пластовиеГеологіческій вік водовміщуючих породІнтервал опробування, мМінералізація, г/лРасстояніе до ВНК, км, ‰,
‰ Прип'ятський НГБМетеоінфільтрогенниеQ6-5501 ,2-34 - 100 -65-13,4 -9,0 Межсолевие карбонатні отложеніяСосновская площа, скв.36 2780-2804353,8 +0,30-28 +4,9 Те ж, скв.26 2866-2604345,9-1,40-30 +1,0 Те ж, скв.19 2957-2973343,5-2,50-35-3,5 Нормального фону 1800-2400290-330-3 -4-83 -40-12 , 4 -4,0 подсолевих карбонатні отложеніяДавидовская площа, скв.5 3110-3118379,0-0,15-18 +0 , 5То ж, скв.2 3474-3488420,8-0,50-32-1,8 Те ж, скв.10 3213-3227383,7-1,20-36-3,8 Мармовічская площа, скв.15 3023-3028362,0 +0,30-18 +2,6 Те ж, скв.8 3015-3020371,0-0,20-20 +1,4 Те ж, скв.13 3053-3227363 ,6-0 ,50-31-0, 7Давидовская площа, скв.10 3213-3227383,7-4,80-36-3,8 Нормального фону < span align = "justify"> 1850-2800270-330-3 -4-60 -35-7,2 -4,0 Західно-Сибірський НГБМетеоінфільтрогенние 6-2870,14-0,30 - 134 -120-18,0 -16,4 Соснинському площа, скв.398 1665-168518,50,00 - 71-10,9 Те ж, скв.319 1729-173519,1 Підошовна-74-11, 4Советская площа, скв.81 1699-174018,7-0,10-77-13,5 Соснинському площа, скв.510 2174-218926,4-0,60-67-10,2 Те ж, вкв .18 2159-216426,3 Підошовна-76-11, 2ТО ж, скв.3 2216-222226,7-3, 00-78-13,1 Нормального фону 1300-150010,1 17,7-3 -4-100 -87-15,4 -14,6 * Значок В«+В» означає всередині поклади
Нафтові води верхньо-і нижньокрейдових відкладень Радянського нафтового родовища з ізотопного і хімічному складам істотно відрізняються від вод Прип'ятського прогину і являють собою В«талассо-і седіментогенние води, сильно розбавлені метеоінфільтрогенниміВ» [Назаров А. Д. та ін, 1974 р .]. Величина в них змінюється від -78 до -67, - від -13,5 до -10,2 ‰, мінералізація - від 18,50 до 26,73 г/л. Нижня межа і в пластових водах досліджуваних басейнів близький до такого вод нормального фону відповідних водоносних комплексів, верхній обумовлений, мабуть, палеокліматичні і палеогідрогеологіческімі умовами, а також внутріконтурного геохімічної обстановкою і кілька варіює залежно від природи конкретного нафтового родовища. p> Слід особливо підкреслити, що В«саме підвищена концентрація важких ізотопів і водню, і кисню у контурних водах продуктивних структур по відношенню до змісту ізотопів у водах нормального фону характеризує застійний режим вод і свідчить про сприятливі умови для утворення, накопичення та збереження природних вуглеводнів і пов'язаних з ними основних родовищ йодо-бромних, йодних та інших розсолів промислового значення В»[12]. У пластових водах нафтових структур (табл. 21) відзначається ефект збільшення концентрації дейтерію і кисню-18, градієнт концентрації яких спрямований до ВНК. При цьому область геохімічного впливу поклади на ізотопне поле досягає 1,5 - 2 км. Аналогічним розподілом характеризується і радій у водах зони ВНК як нафтових родовищ Прип'ятського прогину, так і інших басейнів [54], який останнім часом також використовується в якості одного з показників нафтогазоносності. Характер розподілу вмісту дейтерію, кисню-18, радію і амонію у водах продуктивних структур Прип'ятського прогину такий, що особливо інтенсивне кількісне зростання їх відносно ВНК відбувається починаючи приблизно з 700 м. У цілому для нафтових родовищ Прип'ятського прогину, приурочених до девонським подсолевих і межсолевим відкладенням, між концентрацією дейтерію і кисню-18 і відстанню до ВНК. а також розподілом важких ізотопів води, радієм і амонієм встановлюється криволінійна зв'язок, описувана системою квадратичних рівнянь. Між величинами і і мінералізацією вод, компонентами хімічного складу (натрій, калій, магній і т. д.), пластовими - умовами кореляції відсутні, хоча в цілому для обох регіонів спостерігається тенденція збільшення вмісту важких ізотопів водню і кисню, а також компонентів хімічного і інших складів з глибиною. Статистична обробка матер...
