ВОДЫ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ВОДЫ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, подземные воды, сопровождающие нефть и газы в продуктивных горизонтах. По природному составу преимущественно хлоридно-кальциевые, реже гидрокарбонатно-натриевые, бессульфатные или малосульфатные. Природный химический состав В.н. и г.м. может существенно меняться в результате применения различных агентов поддержания пластового давления (вода, газ и др.) при разработке месторождений нефти и газа. Характеризуются различной степенью минерализации и метаморфизации (основные показатели метаморфизации — коэффициент Na/Cl и Ca/Mg, %‑эквивалент Ca, первая солёность — S₁, содержание брома и др.). По отношению к залежи В.н. и г.м. подразделяются на верхние, нижние и собственные пластовые. В зависимости от залегания в нефтеносных или газоносных пластах выделяются воды краевые — за контуром залежи, подошвенные — подстилающие залежь, промежуточные — между продуктивными пластами. По характеру проявления пластовой энергии краевые воды м.б. напорными (активными), слабонапорными и безнапорными (неактивными). Результаты исследования В.н. и г.м. используются при оценке перспектив нефтегазоносности территории. В ряде случаев В.н. и г.м. добываются с целью получения аммония, бора, брома, иода и др. химических элементов.

В.н. и г.м. РБ представляют собой рассолы преимущественно хлоридно-кальциевого типа. Минерализация колеблется от 150 до 300 г/л; преобладающими компонентами катионного состава являются ионы кальция, натрия и магния, анионного — хлориды, сульфаты и гидрокарбонаты; содержатся также ионы брома (300—2100 мг/л), бора и аммония (до 200—500 мг/л), калия (700—2200 мг/л), иода (5—50 мг/л), стронция, цезия, рубидия, лития, германия и др. В значительных количествах присутствует сероводород: до 450 мг/л в каменноугольных и до 3000 мг/л в нижнепермских отложениях. Характерной особенностью В.н. и г.м. является наличие растворённых азотно‑углеводородного и углеводородного газов. Весь вскрытый бурением и изученный разрез пород осадочного чехла и верхней части фундамента (на глубине до 2100 м) на нефтегазовых месторождениях РБ подразделяется на 3 гидрогеологических этажа (нижний, средний и верхний) водоупорами, представленными галогенными породами кунгурского яруса и глинисто-карбонатными кыновско‑доманиковыми отложениями девона. Воды нижнего этажа относятся к рифейскому и вендскому комплексам, терригенным отложениям среднего и верхнего девона и характеризуются высокой степенью метаморфизации (коэффициент Na/Cl — не более 0,7, Ca/Mg — более 2, 12—25%-эквивалент Са, брома — 1000—3000 мг/л, 65% S₁ и низкая сульфатность). Воды среднего этажа приурочены к верхнедевоно‑турнейскому карбонатному комплексу, нижнекарбоновому терригенному комплексу, окско‑башкирскому, верейскому, каширо-гжельскому и ассельско-кунгурскому карбонатным комплексам; характеризуются менее высокой степенью метаморфизации (коэффициент Na/Cl — 0,7—0,9, Ca/Mg — менее 2, не более 8%-эквивалент Ca, брома 300—500 мг/л, 70—95% S₁, повышенная сульфатность и наличие в карбонатных толщах сероводорода). Локально распространены воды хлоридно-магниевого типа. Верхний этаж — зона активного водообмена с пресными и слабоминерализованными водами сульфатно-натриевого и гидрокарбонатно‑натриевого состава (до 2—3 г/л) надкунгурской толщи.

Лит.: О з о л и н Б.В. Башкирское Приуралье //Гидрогеология Волго‑Уральской нефтегазоносной области. М., 1967.