insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('3','2013','2014-2-27 16:12:27','К перспективам нефтегазоносности Башкортостана','To the prospects of oil - and gas bearing capacity of the Northern part of Zilair synclinorium','           Отложения доманика франского яруса верхнего девона распространены в пределах платформенной территории Башкирии и Предуральского передового прогиба. Их особенности состава, стратиграфическое положение, структурные характеристики и нефтегазогенерирующие свойства детально описаны и многократно опубликованы. Образования же инфрадоманика афонинского горизонта эйфельского яруса среднего девона, являющегося фациальным аналогом франского доманика, известны в единичных пунктах восточной зоны Предуралья. Вместе с тем поиски сланцеватого строения нефтегазогенерирующих толщ в настоящее время приобрели повышенный интерес, в связи с большим вниманием во всем мире к сланцевому газу. В предлагаемой статье приводятся данные автора о распространении инфрадоманика, его развитии в разрезах платформенного палеозоя, хорошо охарактеризованных руководящей фауной, восточнее, на западном склоне Южного Урала, в северной части Зилаирского синклинория. Здесь, на основе изучения структурной и стратиграфической геологии, а также послойного описания автором нескольких региональных разрезов от ашинской серии рифея до фаменского яруса верхнего девона, обосновываются перспективы нефтегазоносности названного региона. Общая геологическая ситуация названного синклинория, особенности его строения, повышенная битуминозность пород всего палеозоя, сланцевая структура отдельных горизонтов (в частности, афонинского), наличие слоев, обладающих коллекторскими свойствами, и пород-покрышек позволили рекомендовать данную территорию как перспективную на поиски углеводородных залежей. Особое внимание уделено инфрадоманику, который рассматривается как нефтегазогенерирующий объект, аналогичный доманику франского яруса верхнего девона. Акцентируется внимание на его площадном распространении и запечатывании непроницаемыми породами офиолитового аллохтона гор Крака, который сложен гипербазитовыми телами сравнительно небольшой мощности. Они в краевых и подошвенных зонах серпентинизированы и полностью превращены в серпентиниты. Основным породообразующим минералом серпентинитов является серпентин, который, согласно структуре его кристаллической решетки, обладает высокой степенью непроницаемости.  ','           The sediments of the Frasnian layer domanik of Upper Devonian are located within the platform Bashkiria and Pre-Ural foredeep. Peculiarities of their content, stratigraphic location, the structural characteristics and oil-and-gas-generating properties have been described in details in multiple publications. To the contrary, formations of infradomanik of Afonin horizon of the Eifelian stage (Middle Devonian) known to be the facial analog of the Frasnian layer domanik have been observed in single locations of the Eastern Pre-Ural. At the same time, nowadays the search for the slate-like structure of oil-and-gas-generating series became urgent due to the great importance of the slate-like gas worldwide. The present study presents the author’s data of infradomanik expansion, its development in the platform Paleozoic open-casts sufficiently characterized by the guided fauna on the East, on the Western descent of the Southern Ural, in the Northern part of Zilair synclinorium. The prospects of oil-and-gas-bearing capacity of the studied region have been validated on the basis of the structural and stratigraphic geology study, as well as of layer-wise description of several regional successions from Asha series stacks till Famennian layer of Upper Devonian. The general geological state of the mentioned synclinorium, the peculiarities of its structure, increased rocks bituminosity within the Paleozoic, the slate structure of distinct horizons (Afonin horizon, in particular), the presence of layers possessing collector properties and caprocks give the possibility to suggest the mentioned territory as the perspective one for the search of carbohydrate deposits. The peculiar attention was placed toward infradomanik due to its consideration as oil-and-gas-generating object analogous to the Frasnian layer domanik of Upper Devonian. The main attention was directed toward its areal expansion and sealing by retainers of ophiolite allochthone of the Kraka mountains consisting of ultrabasite rocks of rather small thickness. They were serpentinized at the edge and bottom zones and completely transformed into serpentinites. Serpentine possessing impenetrability at high extent due to the crystal matrix structure is the major rock-generating mineral of serpentinites. ',',161,','доманикиты,нефтегазоносность,афонинский горизонт,карбонаты,глинистые породы,органическое вещество,аллохтон','domanikits,oil- and gas-bearing capacity,Afonin horizon,carbonates,mudstones,organic substance,allochthone','Многие считают, что главным источником углеводородов продуктивных комплексов палеозоя Волго-Уральской нефтегазоносной провинции являются битуминозные породы доманика (франский ярус верхнего девона), а также приравненные к ним образования, известные как доманикиты или доманикоиды [2, 3, 5, 16]. Основными характерными чертами этих образований являются: многокомпонентность состава (кроме преобладающего в количественном отношении карбонатного материала присутствует значительный объем глинистого вещества, свободный кремнезем в концентрациях 10–15 % и органическое вещество – 3–5 %); определенные структурные особенности (тонкослоистость и сланцеватость), а также депрессионность фациальных условий [1, 7, 15]. Отмечают особую важность тектонического фактора в процессе их образования. Для баженовской свиты это показано Т.Т. Казанцевой,       М.А. Камалетдиновым, Ю.В. Казанцевым и Н.А. Зуфаровой [12], для доманика Башкирии – О.Д. Илеменовой [6], вообще для глинистых коллекторов – Т.Т. Клубовой [14] и др.    По данным М.И. Зайдельсона и др. [4], среди нефтедобывающих районов страны ресурсы Башкирии в этом плане определяются наиболее высоко (33 %). Выделены зоны, представляющие особый интерес для постановки поисково-разведочных работ в отложениях доманикитов и в сопряженных с ними платформенного типа формациях. Одна из таких зон охватывает большую часть территории платформенной Башкирии. Из нефтеносных здесь отмечают месторождения: Охлебининское, Сергеевское, Уршакское – где продуктивны, в основном, бурегские отложения, а также верхнефранские, фаменские и заволжские. Другая зона охватывает северную часть Бельской впадины Предуральского прогиба. Здесь высокие притоки нефти (100–120 т/сут) получены на площадях Табынской и Архангельской.     Вместе с тем давно известно, что восточнее, на Южном Урале, в пределах Башкортостана, в среднем девоне (афонинский горизонт эйфельского яруса) достаточно широко распространены отложения, которые всегда считались литолого-фациальным аналогом франского доманика. Их называют инфрадомаником.    Площадное распространение инфрадоманика на Южном Урале закартировано нами в пределах северной части Зилаирского синклинория. Здесь он, в составе платформенного разреза палеозоя, окаймляет северную центриклиналь, погружаясь внутрь структуры. Офиолитовый комплекс гипербазитовых массивов гор Крака запечатывает автохтонный палеозой. В конце шестидесятых годов прошлого столетия было доказано, что этот комплекс представляет собой шарьяжную структуру, надвинутую с востока [8, 11]. Основной составной частью данного аллохтона являются гипербазиты – ультраосновные породы магматического происхождения. Как правило, они подвержены процессам серпентинизации, наиболее интенсивной в подошвенной и краевых частях массивов. Основным минералом ее является серпентин, структурные особенности которого обеспечивают породе высокую степень непроницаемости [10, 13].    Зилаирский синклинорий является одной из крупных структурных единиц западного склона Южного Урала. На западе он сопряжен с Башкирским антиклинорием, центральная часть граничит с Предуральским краевым прогибом, а на востоке – с Уралтауской структурой (рис. 1).    Строение Зилаирского синклинория хорошо выражено на геологических картах Урала по закономерному воздыманию в северном направлении к г. Белорецку толщ нижнего и среднего палеозоя и появлению из-под них докембрийских образований. Все стратиграфические горизонты центриклинально погружаются к оси прогиба, закономерно сменяясь в этом направлении молодыми осадками. Нижний и средний палеозой здесь представлен карбонатными и терригенными породами субплатформенного типа. Они характеризуются выдержанной мощностью и фациальной устойчивостью на большой территории. Происходит лишь постепенное возрастание к востоку общей мощности осадков, а также появление нижнедевонских рифогенных известняков в бассейне реки Белой (рис. 2).Рис. 1. Фрагмент схемы тектонического районирования Южного Урала 1, 2, 3, 4, 5 – пункты изучения: 1 – р. Большой Ик; 2 – р. Кайнуй; 3 – д. Узян;            4 – д. Новобельский; 5 – д. Шигаево; 6 – с. Табынск       В течение нескольких лет мы изучали геологию гор Крака. Провели крупномасштабное картирование узловых участков и контактовых зон, иногда в масштабе 1:2000, с привлечением большого объема горных выработок. Послойно описали многие разрезы палеозойских отложений платформенного типа. Наиболее полные из них изучены: по западному крылу синклинория – реки Кайнуй (рис. 3) и Узян (рис. 4), деревня Кага; у северного замыкания структуры – д. Новобельский (рис. 5); на восточном крыле – д. Шигаево (рис. 6) и др. Приведем обобщенное описание литологического состава, характера напластований, особенностей строения девонских образований, представленных выше разрезов, а также покажем их фаунистическую обоснованность представительными коллекциями руководящей фауны [8, 9, 13].    Нижнедевонские известняки участвуют в сложении восточного крыла Зилаирского синклинория, прослеживаясь с севера на юг от г. Белорецка до д. Уткалево. Южнее они отсутствуют и, возможно, развиты под зилаирскими отложениями восточнее обнажений полосы известняков. Вновь они обнаруживаются в широтном течении р. Белой у д. Старосубхангулово, откуда протягиваются в виде узкой ленты до р. Большой Ик.    Известняки светло-серые, иногда почти белые, массивные и толстослоистые, микрозернистые, часто сильно перекристаллизованные. Характерной особенностью их является развитие инкрустационных корок кальцита, выполняющих полости пустот. Породы сильнотрещиноваты. Преобладают направления трещин по азимуту 330°–0º и 40°–50°. Трещины крутонаклонные, короткие, очень тонкие, часто сомкнутые, на 1 м2 их приходится 40–100 единиц. Единичные трещины обычно протягиваются через всю площадку, ширина их 1–2, реже 5 мм. Трещины часто залечены новообразованиями кальцита.Рис. 2. Строение северной центриклинали Зилаирского синклинория и схематический геологический разрез по линии I-I:1 – зилаирская свита верхнего девона–нижнего карбона: граувакки, аргиллиты; 2 – франский ярус: известняки, кремни; 3 – средний девон: известняки, аргиллиты, известково-глинистые породы; 4-5 – нижний девон эмсский ярус: 4 – известняки остракодовые вязовского горизонта, 5 – песчаники ваняшкинского горизонта, 6 – рифогенные известняки нижнего девона; 7 – силур: известняки, доломиты, глинистые сланцы; 8 – средний и верхний ордовик, кварцевые песчаники; 9 – верхний протерозой Башкирского антиклинория; 10 – комплекс пород хребта Уралтау. Аллохтонные комплексы Кракинского шарьяжа: 11 – силур: кремнистые сланцы, эффузивы;          12 – ордовик: песчаники и сланцы; 13 – серпентиниты; 14 – гипербазиты. 15 – надвиги        Граница между нижним девоном и лудловом всюду постепенная и проводится внутри однообразной толщи известняков по смене фауны. Органические остатки встречаются в большом количестве, но распределены неравномерно, в виде скоплений и в основном перекристаллизованы. Они представлены неопределимыми одиночными кораллами, множеством криноидей и брахиопод слабой сохранности. В обилии встречаются известковые водоросли, которые, вероятно, являются рифообразователями. На левом берегу р. Белой, в 2 км выше д. Азналкино, в толще массивных светло-серых известняков С.Н. Краузе и В.А. Маслов в 1961 г. обнаружили Gypidula cf. optata Barr., Strophomena cf., stefani Barr., Camarotoechia cf. latona Barr., Atrypa aff. subalinensis Nikif., Karpinskia conjugula Tschern., Platyceras cf. cornutum Tschern. Эти формы, по заключению А.П. Тяжевой, соответствуют верхним горизонтам нижнего девона. Большая мощность, массивная текстура, наличие инкрустаций и богатство органическими остатками свидетельствуют о рифовой природе нижнедевонских известняков. Мощность их не менее 400 м.    Рис. 3. Геологический разрез по рекам Большой Апшак и Кайнуй    Верхний девон, фаменский ярус: 1 – алевролиты, граувакки зилаирской свиты; франский ярус: 2 – известняки барминского слоя, 3 – известняки франского яруса; живетский ярус: 4 – известняки чеславского горизонта, 5 – песчаники чусовского горизонта; эйфельский ярус: 6 – глинистые известняки афонинского горизонта; нижний девон, эмсский ярус: 7 – известняки койвенского и бийского горизонтов, 8 – известняки вязовского горизонта, 9 – песчаники ваняшкинского горизонта; 10 – доломиты лудловского яруса силура; 11 – сланцы венлокского яруса силура; 12 – кремнисто-карбонатные породы лландоверийского яруса силура; 13 – песчаники ордовика; 14 – песчаники ашинской серии венда;     15 – серпентиниты; 16 – стратиграфические границы; 17 – тектонические контакты    Рис. 4. Геологический разрез в районе д. Узян     Условные обозначения рисунков 4, 5, 6 см. на рис. 3    Рис. 5. Геологический разрез района д. Новобельский Рис. 6. Геологический разрез района д. Шигаево        Граница между нижним девоном и лудловом всюду постепенная и проводится внутри однообразной толщи известняков по смене фауны. Органические остатки встречаются в большом количестве, но распределены неравномерно, в виде скоплений и в основном перекристаллизованы. Они представлены неопределимыми одиночными кораллами, множеством криноидей и брахиопод слабой сохранности. В обилии встречаются известковые водоросли, которые, вероятно, являются рифообразователями. На левом берегу р. Белой, в 2 км выше д. Азналкино, в толще массивных светло-серых известняков С.Н. Краузе и В.А. Маслов в 1961 г. обнаружили Gypidula cf. optata Barr., Strophomena cf., stefani Barr., Camarotoechia cf. latona Barr., Atrypa aff. subalinensis Nikif., Karpinskia conjugula Tschern., Platyceras cf. cornutum Tschern. Эти формы, по заключению А.П. Тяжевой, соответствуют верхним горизонтам нижнего девона. Большая мощность, массивная текстура, наличие инкрустаций и богатство органическими остатками свидетельствуют о рифовой природе нижнедевонских известняков. Мощность их не менее 400 м.    Отложения эмсского яруса нижнего и всего среднего девонов прослеживаются вдоль долин рек Белой и Рязь, участвуя в сложении крыльев и северной центриклинали Зилаирского синклинория. Они представлены ваняшкинским, вязовским и нерасчлененными отложениями койвенского и бийского горизонтов. Породы яруса подстилаются либо известняками нижнего девона (восточное крыло синклинория), либо терригенно-карбонатными отложениями нижнего девона (остальные разрезы).     Ваняшкинский горизонт сложен кварцевыми песчаниками, алевролитами, аргиллитами и глинистыми сланцами, залегающими на слабо размытой поверхности известняков лудловского яруса (по рекам Узян, Kaгa, Кайнуй) или известняков нижнего девона (д. Шигаево). В разрезе, по р. Кайнуй, он представлен кварцевыми песчаниками, светлыми с желтым и лиловым оттенками, мелко- и среднезернистыми, тонкослоистыми (слоистость обусловлена чередованием пород различной зернистости и окраски). В более мелкозернистых прослоях встречены остатки псилофитовой флоры Hostimella sp. Мощность песчаников около 6 м. В разрезе, по р. Узян, в центре одноименного села, ваняшкинский горизонт располагается на сильнотрещиноватых известняках лудловского яруса силура. Он представлен песчаниками, алевролитами и аргиллитами тонкоплитчатыми с бугристой поверхностью наслоения. Песчаники кварцевые, зелено-серые, мелкозернистые, плитчатые, со следами илоедов. Алевролиты трещиноватые, косослоистые, с остатками Hostimella sp. Аргиллиты темные, грязно-зеленые, со скорлуповатой отдельностью. Отдельные прослои переполнены серицитом. Мощность около 15 м. Выше залегают темные известняки с остракодами вязовского горизонта.    В разрезах у деревень Новобельский и Шигаево ваняшкинский горизонт представлен кварцевыми песчаниками бурыми и желто-серыми, средне- и крупнозернистыми, со слюдисто-глинистым цементом. Видимая мощность их составляет соответственно 25 и 30 м.    Вязовской горизонт залегает на ваняшкинском, с постепенным переходом. Нижняя граница проводится в основании карбонатной толщи, содержащей подчиненные прослои глинистых сланцев и песчаников. Характерной особенностью литологического состава является подавляющее преобладание известняков битуминозных, тонкокристаллических, темноокрашенных, часто глинистых, слоистых и плитчатых.    В разрезе по р. Кайнуй ваняшкинские песчаники вверх по разрезу постепенно переходят в глинисто-карбонатные отложения вязовского горизонта, представленные здесь толщей темно-серых, слоистых, глинистых известняков. Отдельные прослои переполнены гигантскими (до 3 см) остракодами: Moelleritia barbotana (Schm.) и M. moelleri (Schm.). Характерно раскалывание известняков по бугристым плоскостям наслоения, к которым и приурочены скопления остракод. В нижней части толщи встречено два прослоя желтовато-серых мелкозернистых кварцевых песчаников мощностью 1 и 1,5 м, литологически не отличающихся от ваняшкинских. Мощность вязовского горизонта в разрезе р. Кайнуй – 240 м.    В разрезе по р. Узян вязовской горизонт разделяется на две толщи. Нижняя из них представлена известняками темно-серыми, почти черными, тонко- и мелкозернистыми, прослоями глинистыми, значительно битуминозными, с бугорчатыми и узловатыми поверхностями напластования. В этой толще встречаются маломощные (до 15 см) прослои глинистых сланцев, темно-серых, листоватых, сильно разрушенных и алевритовых аргиллитов, зелено-серых, густо трещиноватых, «оскольчатых». Толща характеризуется обилием остракод, размерами от долей миллиметра до 4 см. Крупные остракоды сконцентрированы послойно. Мелкие остракоды переполняют все разновидности известняков этой толщи. Здесь нами были собраны: Moelleritia bartotana (Schm.), M. sp., Aparchitellina domratchevi Pol., A. adrianovae Pol., A. ex gr. decorata Pol., A. irgislensis Rozhd., Clavofabellina abunda (Pol.), Pribylites (Parapribylites) aff. laminosus Rozhd., Pr. (Parapribylites) sp., Gravia sp., Selebratina sp., Evlanella fregis Pol., Knoxiella inserica Pol., Janetina aff. thecoidea Rozhb., Uchtovia aff. egorovi Pol., Cavellina indistincta Pol., C. clara Pol., Microcheilinella kordonica Pol., M. aff. kordonica Pol., Samerella reversa (Pol.), Bairdiocypris aff. biesenbachi Komm., Healdianella sp., Carbonita grandis Pol., Parabairdiacypris aff. holuschurmensis (Pol.), P. sp. Мощность нижней толщи – 220 м.    Верхняя толща представлена известняками темными, тонкозернистыми и битуминозными с отдельными прослоями более светлой окраски и афанитовой структуры. Наблюдается окремнение в виде линзообразных прослоев и участков неправильной формы. В низах этой толщи встречены остракоды: Moelleritia sp., Aparchitellina adrianovae Pol., A. domratchevi Pol., A. irgislensis Rozhd., Clavofabellina abunda (Pol.), Cavellina indistincta Pol., С. clara Pol., Samarella reversa (Pol.), Parabairdiacypris cf. holuschurmensis (Pol.), P. sp. Мощность верхней толщи – 176 м.    Состав вязовского горизонта, вскрытого горными выработками, в 3,5 км севернее д. Новобельский, аналогичен описанному по р. Узян. Здесь преобладают известняки слабо глинистые, почти черные, тонкозернистые, трещиноватые, с многочисленными мелкими остракодами: Aparchitellina domratchevi Pol., Clavofabellina abunda (Pol.), Cavellina indistincta Pol., С. clara Pol., Microcheilinella kordonica Pol., Carbonita grandis Pol., Parabairdiacypris aff. holuschurmensis (Pol.). Мощность его в этом разрезе – 110 м.    На восточном крыле Зилаирского синклинория, в разрезе у д. Шигаево, вязовской горизонт выделен нами впервые. Потому приведем его описание подробнее. Данные породы обнажаются в 10 м выше кварцевых песчаников ваняшкинского горизонта. Здесь последовательно снизу вверх залегают:    1. Пачка из трех типов известняков, переслаивающихся между собой: а) серых, слабо глинистых, мелкозернистых, среднеплитчатых; б) почти белых, тонкоплитчатых, рыхлых, мучнистых; в) темно-серых, глинистых, очень плотных, афанитовых и тонкокристаллических, среднеплитчатых, с мелкими перекристаллизованными раковинами остракод. Мощность прослоев светлых известняков до 0,7 м, темных – до 0,4 м. Для всей пачки характерны крупные прожилки и пустоты, залеченные крупнокристаллическим белым кальцитом. Мощность – 75 м. Задерновано – 30 м.    2. Известняки светло-серые, в основном, мелкозернистые, среднеплитчатые, участками со значительным развитием структур перекристаллизации до среднекристаллических – 4 м. Задерновано – 4 м.    3. Известняки глинистые, серые, афанитовые, плотные, очень крепкие, с запахом сероводорода в свежем сколе – 20 м. Задерновано – 20 м.    4. Известняки светло-серые, тонко- и мелкозернистые, тонкослоистые, трещиноватые – 40 м. Трещины выполнены кальцитом.    5. Известняки глинистые, темно-серые и серые, тонкозернистые, среднеплитчатые, с массой мелких остракод – 35 м. Отмечено инкрустирование стенок пустот и выполнение трещин, секущих породу поперек слоистости, белым кальцитом.    6. Известняки светло-серые и кремово-серые, глинистые, тонкозернистые, плотные и крепкие, с крупными остракодами Moеlleritiа barbotana (Schm.) – 7 м.    7. Известняки светло-серые, с редкими М. barbotana (Schm.) – 45 м.    8. Известняки серые, тонкоплитчатые, тонко- и мелкозернистые, с участками перекристаллизации до среднезернистой структуры, со множеством трещин и пустот, выполненных крупнокристаллическим кальцитом – 30 м.     Койвенский и бийский горизонты в северной части Зилаирского синклинория представлены довольно однообразными известняками, по внешнему виду не отличающимися от вязовских, на которых они согласно залегают. Эти известняки серого и темно-серого цвета, часто глинистые, мелко- и микрозернистые, средне- и тонкоплитчатые. Отдельные слои представлены криноидными известняками. В верхней части разреза много кораллов, среди которых преобладают фавозиты.    Граница между вязовским и койвенским горизонтами проводится по исчезновению крупных остракод и появлению брахиопод, характерных для койвенского горизонта. Бийский горизонт связан с нижележащим койвенским постепенным переходом. Границу между ними в литологически однообразной толще провести затруднительно. Фауна, характерная для койвенского горизонта, встречается в низах разреза, а бийские формы приурочены к верхней части разреза. Лишь по р. Узян в едином разрезе найдена фауна        и койвенского, и бийского горизонтов. В разрезе по р. Кайнуй койвенские и бийские отложения состоят из известняков темно-серых и серых, преимущественно среднеслоистых, литологически однообразных. В верхней 30-метровой пачке известняков встречена фауна, характерная для бийского горизонта: Amphipora ramosa var. minor Rjab., Favosites goldfussi var. eifelensis Pen., Cyclochaetetes ex gr. rotundus (Leс.), Conchidiella baschkirica Tschern., Megallodon sp. Общая мощность койвенского и бийского горизонтов – 72 м.    В разрезе р. Узян, на правом берегу, обнажаются известняки глинистые, темно-серые, толсто- и среднеслоистые, микро- и мелкозернистые, согласно налегающие на известняки верхней толщи вязовского горизонта. Отдельные маломощные прослои содержат много мелких остатков фауны, среди которой обнаружены остракоды: Reversocypris reversa (Pol.), Bairdiocypris cf. biesenbachi Kromm., Selebratina cf. petaliformis Rozhd. По заключению В.Ф. Логвина, эти виды могут встречаться как в вязовском, так и в койвенском горизонтах. Выше залегают известняки темные, почти черные, очень крепкие, толстослоистые (мощность слоев более 1м), с бугорчатой поверхностью наслоения, с редкими тонкими прослойками буроватых мергелей и сильно глинистых известняков, содержащих многочисленные брахиоподы: Emanuella aff. subumbona Hall. и кораллы: Favosites goldfussi Orb. uralensis Sok., bijaensis Sok., Pachyfavosites polymorphus (Golg.), Thamnopora cf. cervicornis (Blain.), Crassialveolites ex gr. сrassus Leс., указывающие на койвенский возраст вмещающих отложений. Мощность этого горизонта в разрезе р. Узян – 18 м. Бийский горизонт в этом же разрезе литологически не отличается от известняков койвенского горизонта. Характерной особенностью его является темная, почти черная, окраска и наличие сильно глинистых прослоев. Известняки содержат богатую ассоциацию строматопороидей, кораллов, криноидей, брахиопод, характерную для бийского горизонта: Amphipora sp., Stromatopora sp., Favosites goldfussi Orb., Tharnnopora cf. sibirica (Tschern.), Th. sp., Grypophyllum ex gr. cynacanthinum Soshk., Gr. sp., Gladopora sp., Pseudomicroplasma cf. uralica Soshk., Nardophyllum versiforme Soshk., Arcophyllum typus Mark., Alveolites sp., Heliophyllum sp., Cupressocrinus rossicus Antr., Conchidiella sp., Crassialveolites crassus Les., С. sp., Cocnites sp. Мощность его в разрезе р. Узян – 56 м. Койвенский и бийский горизонты в разрезах у деревень Новобельский и Шигаево обнажены слабо. В отдельных выходах они представлены темно-серыми сильно глинистыми среднеплитчатыми известняками. Некоторые прослои известняков переполнены двухканальными криноидеями Cupressocrinus rossicus Antr., встречаются крупные Favosites и Amphipora. В разрезе у д. Шигаево, кроме того, были найдены Stromatopora concentrica Goldf. Мощность описываемых отложений соответственно 135 и 250 м.    Средний девон представлен афонинским горизонтом эйфельского яруса, а также чусовским и чеславским горизонтами живетского яруса.    Афонинский горизонт (инфрадоманик) имеет значительное распространение. Темная окраска, тонкослоистая структура, битуминозность, развитие глинисто-карбонатных сланцев и линз кремней позволяют уверенно выделять породы афонинского горизонта среди сравнительно однообразных карбонатных осадков среднего девона. Они согласно залегают на подстилающем бийском горизонте. Граница между ними проводится по появлению известняков с прослоями, переполненными Coniconchia. Отложения афонинского горизонта изучались нами в разрезах по рекам Кайнуй и Узян, у деревень Новобельский и Шигаево, в долине левого берега р. Белой, в 1,5 и 3,3 км южнее окраины д. Узян и в других пунктах.    На правом берегу р. Кайнуй этот горизонт сложен известняками темно-серыми и серыми, тонкослоистыми, часто глинистыми. Отдельные тонкие (0,03 м) прослойки известняков чередуются с глинисто-карбонатными сланцами. Отмечены прослои (до 0,1 м) темных афанитовых кремней, с мелкими пустотками выщелачивания и последующего ожелезнения. На плоскостях наслоения встречаются многочисленные Styliolina sp. и Tentaculites sp. В 80 м ниже кровли афонинского горизонта залегает 1,5-метровый слой желтовато-серого, среднезернистого кварцевого песчаника. Породы смяты в мелкие складки, мощность их – 286 м. В разрезе р. Узян на толстослоистых темно-серых известняках с фауной бийского горизонта залегают известняки серые, тонко-, реже мелкозернистые, тонкослоистые, участками перекристаллизованные, с прослоями, переполненными Styliolina sp., Tentaculites sp. Встречаются прослои глинисто-карбонатных сланцев, светлоокрашенных, листоватых. Толщина слоев – 1–20 мм. Мощность афонинских отложений здесь – 126 м. На среднедевонский возраст известняков, обнажающихся в 3,3 км южнее д. Узян, указывают находки Stromatopora sp., Caliapora sp. (ex. gr. elegans Sok.), Mansuyphyllum sp., Heliophyllum sp., а также Alveolites sp., Aulopora sp., Syringopora supragigantea Sok., Arcophyllum typus Mark., встреченные в 100 м западнее предыдущего пункта. Аналогичный литологический состав и фаунистическая характеристика отличают афонинский горизонт и в других разрезах рассматриваемого района. К.И. Андрианова и Н.Я. Спасский указывают на присутствие афонинского горизонта в разрезах по рекам Kaгa и Кайнуй, где он представлен темно-серыми глинистыми известняками, с прослоями кремней, кремнистых и известковых сланцев, заключающих Thamnopora sp., Alveolites ex gr. cavernosus Lec. и Coniconchia. Мощность афонинского горизонта в северной части Зилаирского синклинория – 12–286 м.    Чусовской горизонт представлен маломощной терригенной пачкой пород, залегающей между фаунистически охарактеризованными карбонатными осадками афонинского и чеславского горизонтов. В их составе преобладают кварцевые песчаники и аргиллиты, реже встречаются тонкие прослои известняков.    В разрезе р. Кайнуй чусовской горизонт мощностью 2–2,5 м залегает на слегка размытой поверхности подстилающих образований афонинского горизонта, где представлен охристой породой песчано-глинисто-карбонатного состава. На правом берегу р. Узян чусовской горизонт сложен розовато-белыми окремнелыми аргиллитами, значительно ожелезненными, плитчатыми, густо трещиноватыми. Мощность его 2 м. В разрезе у д. Новобельский чусовской горизонт представлен двумя пачками. Нижняя пачка (4 м) состоит из алевролитов кварцевых, тонкослоистых, ржаво-бурого цвета. Верхняя – (3 м) сложена тонкослоистыми аргиллитами зелено-бурого цвета, сланцеватыми, легко разрушающимися. Обнажения чусовского горизонта на восточном крыле Зилаирского синклинория, в разрезе у д. Шигаево представлены светло-серыми кварцитовидными песчаниками. Породы значительно ожелезнены, очень крепкие, густо пересечены в различных направлениях прожилками белого кварца. Мощность около 6 м.    Чеславский горизонт сложен преимущественно известняками, согласно залегающими на чусовском горизонте песчаников. Почти повсеместно содержит большое количество фауны табулят, ругоз, брахиопод.     В разрезе р. Кайнуй в составе чеславских отложений преобладают известняки светло-серые и серые, микро- и мелкозернистые, толстослоистые, трещиноватые, с прожилками кальцита. В нижних 10 м разреза встречено множество кораллов Megaphyllum paschiense Soschk. В 30–35 м выше подошвы преобладают Amohipora sp. и Peneckiella sp. Верхняя граница чеславского горизонта проводится внутри однообразной толщи известняков по появлению франской фауны. Мощность чеславских известняков в этом разрезе – 135 м.    По данным К.И. Андриановой и Н.Я. Спасского, на р. Каге чеславский горизонт сложен темно-серыми, средне- и толстослоистыми известняками с Thamnopora polyforata (Schloth.), Campophyllum soetenicum Soschk.    В разрезе р. Узян чеславский горизонт представлен двумя толщами (снизу вверх):    1. Известняки строматопоровые, светло-серые и серые, «конгломератовидные», состоящие из множества округлых колоний строматопор, размер которых варьирует от 1 до 20 см в диаметре. Строматопоры заключены в глинистые известняки светлой и темной окраски, часто мучнистые, легко разрушающиеся – 20 м.    2. Известняки темно-серые и серые, мелко- и микрозернистые, толстослоистые, с линзовидными и неправильной формы участками окремнения. Аз падения 125°, угол – 50°. В известняках содержатся Crassialveolites crassiformis Sok., Heliophyllum aiense Soshk., Uncites gryphys Schl. и Stringocephalus sp. – 21 м.    На правом берегу р. Белой, у д. Верхне-Серменево, чеславский горизонт представлен темно-серыми толстослоистыми известняками с амфипорами, строматопороидеями, водорослями и одиночными кораллами. Аналогичное строение чеславский горизонт имеет в разрезе д. Новобельский, где он содержит: Amphipora ramosa minor Phil., Stromatoporella lontougini Jav. var. uralensis Jav., Thamnopora tumefacta Leс., Heliophyllum spongiosum (Schlot.), H. sp., Neostringophyllum valtheri (Lch.), Stringoporella cf. moravica (Roem.). Мощность чеславского горизонта здесь – 250 м. В разрезе д. Шигаево в составе чеславского горизонта также преобладают известняки амфипоровые и строматопоровые, сходные с известняками р. Узян. Здесь были обнаружены крупные Stringocephalus burthini Defr. Мощность чеславского горизонта в северной части Зилаирского синклинория – 40–250 м.    Верхний девон на исследованной территории представлен карбонатными породами франского яруса и терригенной зилаирской свитой фаменского яруса. Франский ярус сложен мощной, сравнительно однообразной толщей известняков с кораллами и брахиоподами. Хорошие обнажения его отложений известны на правом берегу р. Кайнуй, в 500 м западнее окраины д. Новобельский, у юго-восточной окраины д. Шигаево. В разрезах р. Кайнуй и д. Новобельский отложения франского яруса подразделяются на две толщи – нижнюю, соответствующую почти всему франу, и верхнюю, слагающую его кровлю, представленную барминскими слоями. Литологическая и фаунистическая характеристика идентична барминским слоям хорошо изученных разрезов бассейна р. Белой (реки Сиказа, Ряузяк, д. Акбута и др.). Франские отложения согласно залегают на чеславских известняках. Нижняя толща в разрезе р. Кайнуй представлена известняками серыми, темно-серыми, преимущественно среднеслоистыми, реже толстослоистыми, трещиноватыми, участками рассланцованными, с многочисленными Amphipora sp., A. ex gr. uchtensis Bjab., Thamnophyllum sp., Megaphyllum paschiense Soshk., Thamnopora ex gr. pulchra Tschern. Мощность этих известняков – 237 м.    В разрезе д. Новобельский литологический состав пород нижней толщи франского яруса также довольно однообразен. В нижней ее части преобладают известняки темно-серые, микро- и мелкозернистые, средне- и толстослоистые. Слои в 1–1,5 м представлены известняками с массивной текстурой, очень плотными и крепкими, местами наполненными амфипорами и строматопороидеями. Отмечаются прослои мощностью 0,2–0,3 м более рыхлых, легко разрушающихся известняков с Megaphyllum paschiense Soshk и шарообразными водорослями, размером до 3 см в диаметре. В верхней части толщи залегают известняки серые, средне- и мелкозернистые, средне- и тонкоплитчатые, отдельные прослои в них заполнены Amphipora sp. Мощность известняков нижней толщи – 244 м.    В разрезе д. Шигаево нижняя граница франского яруса проводится внутри однообразной толщи известняков по появлению остатков фауны франского времени (Amphipora sp., Stromatopora sp., Neostringophyllum sp., Heliophyllum sp.). Сочетание этих форм, по заключению Н.Я. Спасского, характерно для нижней половины франского яруса. Мощность в разрезе д. Шигаево – 60 м.    Барминские слои тесно связаны с подстилающими известняками франа, от которых отличаются обилием криноидей и характерных брахиопод. Они известны в разрезах р. Кайнуй и д. Новобельский. В первом из них они представлены серыми и светло-серыми мелкозернистыми и среднеплитчатыми известняками с Peneckiella minima (Roem.), Hypothyridina cuboides Sow., Septalaria cf. formosa Schnur., Atrypa posturalica Mark., A. devoniana Webst., Cyrtospirifer markovskii Nal., Pugnax acuminata Mart. Мощность барминской свиты здесь – 15 м.    В разрезе д. Новобельский барминские слои сложены внизу криноидными известняками, светло-серыми, прослоями почти белыми, слоистыми, рыхлыми. Выше залегают светлые криноидно-брахиоподовые ракушняки, в которых криноидеи распределены сравнительно равномерно, а брахиоподы встречаются спорадически. В верхней части барминских слоев нами были собраны Hypothyridina cuboides Sow., H. cuboides var. nana Nal., Cryptonella uralica Nal., Camarotoechia neapolitana (Whidb.), Leiorhynchus formosus (Schnur.), Pugnoides triaequalis (Goss.), Eoreticularia koltubanica Nal., Adolfia aff. kuktaschensis Mark. Кроме того, здесь же встречаются гастроподы, ругозы и пелециподы. Мощность барминских слоев здесь – 20 м.    Общие особенности состава и строения палеозоя северной части Зилаирского синклинория в описанных выше геологических разрезах таковы: а) платформенный тип осадков всего разреза; б) резко трансгрессивное и несогласное залегание средне-верхнеордовикских пластов на различных по возрасту толщах рифея и венда; в) региональное развитие осадков силура, в том числе представленных глинистыми сланцами с тонкими прослоями известняков, содержащих брахиоподы венлокского яруса; г) присутствие мощных выходов рифогенных известняков нижнего девона в одних разрезах, наличие в других – в основании эмсского яруса – маломощной терригенной пачки ваняшкинского горизонта, наращивающейся мощной толщей остракодовых известняков вязовского горизонта, часто битуминозных, а также известняков койвенского и бийского горизонтов, иногда рифогенного облика. Во всех разрезах присутствуют битуминозные породы инфрадоманика – афонинского горизонта эйфельского яруса среднего девона, а также чусовского и чеславского горизонтов живетского яруса среднего девона. В составе карбонатной толщи верхнего девона в отдельных разрезах выделяются барминские слои, согласно перекрывающиеся граувакками зилаирской свиты фаменского яруса верхнего девона. Схема сопоставления стратиграфических колонок девонских отложений приведенных выше разрезов показана на рис. 7.Рис. 7. Сопоставление стратиграфических колонок девонских отложений северной части Зилаирского синклинория:I – р. Кайнуй (по М.А. Камалетдинову, Т.Т. Казанцевой); II – р. Узян (по Т.Т. Казанцевой); III – д. Новобельский (по Т.Т. Казанцевой); IV – д. Шигаево (по Т.Т. Казанцевой). 1 – известняки; 2 – глинистые известняки; 3 – доломиты; 4 – песчаники;             5 – аргиллиты; 6 – глинистые сланцы; 7 – кремни; 8 – инфрадоманик    Общая геологическая ситуация рассматриваемой структуры Южного Урала является благоприятной для обнаружения в ее недрах углеводородного сырья. Во-первых, Зилаирский синклинорий является структурой, в основании которой располагается архей-древнепротерозойский кристаллический фундамент. Потому разрез нижнего и среднего палеозоя представлен карбонатными и терригенными породами платформенного типа, характеризующимися выдержанной мощностью и фациальной устойчивостью на большой территории. Эти отложения связаны общностью фаций с одновозрастными толщами восточной окраины Восточно-Европейской платформы, региональная нефтегазоносность которых давно установлена. В ядре Зилаирского синклинория размещается Кракинский шарьяж, сложенный серпентинизированными гипербазитами и ассоциирующими с ними породами эвгеосинклинального типа. Форма тел гипербазитов по данным геофизики представляется в виде сравнительно маломощных плоских линз, которые запечатывают платформенные осадки.     Как известно, факторами, определяющими возможность обнаружения в регионе залежей нефти и газа, являются следующие: присутствие нефтегазогенерирующих образований; развитие в разрезе соответствующих коллекторов, способных поглощать углеводороды; наличие структурных резервуаров для их накопления, а также нефтегазонепроницаемых перекрытий, сохраняющих залежи от разрушений. Анализ геологического строения северной части Зилаирского синклинория показывает, что этот регион отвечает перечисленным условиям. В разрезе девона в качестве потенциального нефтегазогенерирующего объекта может быть назван инфрадоманик – афонинский горизонт эйфельского яруса среднего девона. Это типичный доманикит, аналог доманика франского яруса верхнего девона платформенной области Башкирии. Доманикит среднего девона имеет площадное распространение и представлен отложениями кремнисто-глинисто-карбанатного состава, тонкослоистыми и сланцеватыми, темной окраски, с резким запахом битума в свежем сколе, с многочисленными кониконхиями на плоскостях напластований. Литологический состав, палеонтологическая характеристика и фациальные условия накопления осадков аналогичны франскому доманику.    Здесь могут быть обнаружены значительные скопления газа и нефти, связанные как с рифовыми массивами девонского возраста, так и со структурными и стратиграфическими ловушками в толще пород силура, нижнего, среднего и верхнего девона. Ордовикские отложения сложены, в основном, кварцевыми песчаниками, мощность которых изменяется от нескольких до 100–150 м (р. Авашла). Отдельные прослои песчаников обладают пористостью до 30–35 %. Мощные рифогенные известняки нижнего девона, обнажающиеся в районе г. Белорецка, в южном направлении, по-видимому, погружаются под покрывающие их средне-верхнедевонские отложения и более древние породы Кракинского шарьяжа. Поиски нижнедевонских рифов представляют интерес для нефтяников. В разрезе девона Зилаирского синклинория в качестве коллекторов могут быть названы кварцевые песчаники ваняшкинского горизонта эмсского яруса нижнего девона, чусовского горизонта живетского яруса среднего девона, а также граувакковые песчаники зилаирской серии фаменского яруса верхнего девона. Среди карбонатных пород перспективными являются трещиноватые (прослоями пористые и кавернозные) известняки вязовского и койвенско-бийского горизонтов эмсского яруса нижнего девона, часто с резким запахом битума в свежем сколе, чеславского среднего девона, а также известняки франского яруса верхнего девона. Как уже отмечалось, особого внимания заслуживают глинисто-карбонатные сланцеватые образования инфрадоманика – афонинского горизонта эйфельского яруса среднего девона. Породами-покрышками могут служить прослои аргиллитов и глинистых сланцев ваняшкинского горизонта, мощные толщи аргиллитов зилаирской свиты фаменского яруса верхнего девона, серпентиниты гипербазитовых массивов Крака, которые в силу особых непроницаемых свойств рассматриваются как региональная покрышка, запечатывающая здесь весь разрез нефтегазоносного платформенного палеозоя.    Изложенные данные о геологии северной части Зилаирского синклинория позволяют высоко оценивать перспективы нефтегазоносности этого региона.','./files/3(50)/9-26.pdf','','','ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА','GEOLOGY, EXPLORATION OF OIL AND GAS','9-26');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('3','2013','2014-2-27 16:12:27','Типы солянокупольных структур Прикаспийской впадины в связи с нефтегазоносностью','Types of salt dome structures in the Caspian Basin to Petroleum','           Соленосный мегакомплекс играет огромную роль в строении Прикаспийской впадины. В результате галокинеза на территории Прикаспия образовалось порядка 2000 соляных структур, осложненных уступами и карнизами. В целом соленосная толща кунгурского яруса служит региональным флюидоупором для подсолевых отложений и в то же время – латеральным экраном для залежей надсолевого комплекса. Прикаспийская впадина, громадный солеродный бассейн имеет своеобразную историю геологического развития. Соляные структуры здесь представлены как положительными формами (купола антиклинали), так и отрицательными (межкупольные депрессии). Начиная с пермского периода, из последних происходил отток солей, соляные купола испытывали подъем из-за тектогенеза солей. Рост куполов продолжается. Амплитуда роста поздних четвертичных соляных поднятий в плиоценово-четвертичный период составляет 500 метров; на позднем четвертичном и современном этапе развития тектогенеза высота положительных структур достигает 200 метров. Рассматривая перспективы нефтегазоносности Прикаспийской впадины, ученые привлекают неиспользованные резервные возможности. Надсолевой мегакомплекс в Прикаспии сложен континентальными породами триаса, юры, мела и палеоген-четвертичного возрастов. В междуречье Урала и Волги и Эмбенской нефтегазоносной зоне, к востоку от реки Урал, промышленная продуктивность установлена как в юрско-меловых, так и в триасовых отложениях. По геологическому строению месторождения данных регионов представляют собой соляные купола скрытопрорванного типа с неглубоко залегающим ядром, осложненные соляными карнизами. По результатам исследовании, в триасовом структурном этаже Прикаспийского солянокупольного бассейна выделяются три региональных нефтегазоносных комплекса: нижнетриасовый терригенный; среднетриасовый преимущественно морского генезиса и верхнетриасовый континентальный терригенный комплексы. Значительный интерес представляют погруженные соляные купола со слабой нарушенностью и отсутствием тектонических несогласий в мезозойских отложениях Прикаспийской впадины. По степени перспективности на нефть и газ в мезозойском комплексе выделены перспективные, малоперспективные и бесперспективные зоны. ','           The saliferous megacomplex plays huge role in a structure of Caspian hollow. In result галокинеза in Prikaspy’s territory it was formed about 2000 salt structures complicated by ledges and eaves. As a whole saliferous thickness of the Kungur circle serves as a regional flyui-doupor for subsalt deposits and in too time - the lateral screen for deposits of a nadsolevy complex. Caspian Depression, enormous solerodny pool has a peculiar history of geological development. Salt structures here are presented as positive forms (an anticline dome), and negative (interdome depressions). Since the Permian Period from the last there was an outflow of salts, salt domes felt enthusiasm because of a tectogenesis of salts. Growth of domes proceeds. Amplitude of growth of salt raisings in the Pliocene Quaternary Period makes 500 meters; at a late-quarternary and modern stage of development of a tectogenesis height of positive structures reaches 200 meters. Considering prospects of oil-and-gas content of Caspian hollow scientists attract unused reserve opportunities. Nadsoleva the megacomplex in Prikaspy is put by continental breeds of the Triassic, Yura, swept also the Paleogene - quarternary age. In Entre Rios of Uralo-Volga and the Embensky oil-and-gas zone, to the East from Ural River, industrial efficiency is established both in Jurassic and cretaceous and in Triassic deposits. On a geological structure of a field of these regions represent salt domes it is hidden - pro-fragmentary type with superficially lying kernel, complicated by salt eaves. By results research in a Triassic structural floor Caspian solyanokupolno-go the pool three regional oil-and-gas complexes are allocated: the nizhnetriasovy terrigenous; average and Triassic mainly sea genesis and verkhnetriasovy continental terrigenous complexes. Considerable interest the shipped salt domes with a weak narushennost and lack of tectonic nesoglasiya in Mesozoic represent deposits of Caspian hollow. On prospects degree perspective, unpromising and unpromising zones are allocated for oil and gas in a Mesozoic complex. ',',162,','Прикаспийская впадина,нефтегазоносность,структура,подкарнизные залежи,типы солянокупольных структур,литологический состав,геологическое строение,соляные купола и карнизы','Caspian Depression,oil-and-gas content,structure,subeaves deposits,types of salt and dome structures,litologichesky structure,geological structure,salt domes and eaves','Ориентация нефтегазопоисковых работ на юге Прикаспия, в последние годы на надсолевые, преимущественно верхнепермско-триасовые, отложения, привела к открытию ряда месторождений, в том числе Котыртас Северный. Эта площадь находится недалеко от известных месторождений Промысловой Эмбы и, согласно схеме районирования Ю.А. Воложа (1990), приурочена к зоне развития «глетчерообразных» солянокупольных структур. Нефтяное месторождение Котыртас Северный, разбуренное плотной сетью глубоких поисковых скважин, расположено на восточной периклинали одноименного купола над соляным карнизом.     В надсолевом структурно-тектоническом комплексе выделяются два структурных этажа: верхнепермско-триасовый дисгармоничный и юрско-неогеновый покровный, разделенные региональным несогласием – поверхностью предъюрского размыва (отражающий горизонт V1). Верхний этаж на изучаемой территории имеет площадное развитие.    По структурно-стратиграфическим особенностям доюрские толщи региона делятся на три принципиально отличающихся типа: купольный, мульдовый и подкарнизный. В пределах площади Котыртас Северный они представлены следующими образованиями [1, 7, 8, 11].    Купольный тип наиболее изучен в процессе разведки месторождений Промысловой Эмбы. Он характеризуется сокращенной (первые сотни метров) мощностью и развит в пределах сводовых частей соляного ядра (или осложняющего его соляного карниза) над полою погружающейся поверхностью соли до перехода последней в крутой склон. Этому типу разреза присуще и частое выпадение отдельных стратиграфических подразделений или их частей вследствие как региональных, так и локальных перерывов в осадконакоплении. В пределах рассматриваемой площади купольный тип триаса вскрыт многими скважинами. Отвечающие ему средне- и верхнетриасовые образования представлены орысказганской, онгарской, котыртаской и молдабекской свитами. Мощность отложений среднего триаса составляет 80–260 м. Представлены они терригенными и карбонатно-терригенными, преимущественно пестроокрашенными породами (зеленая, бурая, серая различных оттенков).    В котыртасской свите отмечены прослои известняков пелитоморфных, глинистых. Образования верхнего триаса, представленные молдабекской свитой, имеют мощность 30–120 м. Сложены преимущественно сероцветными глинистыми алевролитами и песчаниками на карбонатном и глинистом цементе, встречаются прослои глин и аргиллитов.     Мульдовый тип в пределах площади вскрыт скважинами Котыртас Северный – №№ 1, 2, 6, 11, 15 и др. По классификациям В.С. Журавлева, М.С. Трохименко, Ю.А. Воложа, межкупольная мульда относится к типу асимметричных, однокрылых, компенсационных, дизъюнктивных. В строении изученного бурением разреза принимают участие нижне-, средне- и верхнетриасовые отложения. Нижний триас (вскрытая мощность 120 м в скв. №6 Котыртас Северный) представлен переслаиванием песчаников, глин и алевролитов серо- и буроцветных. Отмечается четкая ритмичность в строении разреза. По сравнению с фаунистически охарактеризованными разрезами скважин площади Орысказган эта толща имеет позднеоленекский возраст. Литолого-фациальные особенности отложений среднего и верхнего триаса аналогичны таковым купольного типа, однако мощности соответствующих подразделений существенно увеличиваются (в 3–8 раз) за счет появления новых толщ.    Подкарнизный тип изучен в скв. № 14 и 29 Котыртас Северный, вскрывший триасовые отложения под соляным карнизом. Представлены они довольно однородной толщей переслаивания преимущественно буроокрашенных алевролитов и глин с редкими прослоями песчаников.     Анализ современного геологического строения и особенностей осадконакопления площади Котыртас Северный позволяет предложить модель эволюции данного участка в послекунгурское время. При этом предполагается, что галокинетические процессы, связанные с пластичным перераспределением соляных толщ под массой перекрывающих осадков, играли одну из ведущих ролей в формировании современного положения мезокайнозойских осадочных тел. В развитии солянокупольной структуры и примыкающей к ней мульды Котыртас Северный можно выделить четыре крупных этапа: допозднеоленекский, позднеоленекский, средне-позднетриасовый и юрско-неогеновый [2, 4, 6].    Позднеоленекский этап – ведущий в формировании современной структуры рассматриваемого участка. В это время депоцентр прогибания сместился к востоку, к зоне близ современного крутого уступа купола Мырзалы, что привело к образованию асимметричной мульды клиновидной формы. Из-за неравномерной нагрузки вся терригенная толща стала разворачиваться вокруг центра вращения, располагавшегося в районе депоцентра первичной мульды. При этом западная часть толщи поднималась выше базиса эрозии и разрушалась, а восточная часть погружалась вследствие накопления новых порций поступающего терригенного материала. Разворот терригенной толщи продолжался до полного выжимания соленосных отложений и контакта надсолевого комплекса с кровлей подсолевого. На следующей стадии второго этапа был сформирован соляной карниз, перекрывающий эродированные толщи первичной мульды. Причиной образования соляного карниза явился интенсивный рост купола Котыртас Северный за счет поступления соляных масс с запада. При достижении критической высоты над уровнем рельефа выступающий соляной шток стал растекаться в виде глетчера. Возможность такого механизма образования соляных карнизов предполагалась в Прикаспийском бассейне, отмечается она и в современных условиях (например, иранские соляные горы) [3]. Заключительная стадия позднеоленекского осадконакопления привела к формированию вторичной асимметричной мульды, контактирующей по латерали с соленосной толщей карниза. На рубеже раннего и среднего триаса вследствие эрозионных процессов произошло выравнивание поверхности [4–8, 13].    Юрско-неогеновый этап ознаменовался резким изменением режима осадконакопления. Соответствующие этому времени толщи плащеобразно и субгоризонтально перекрыли более древние образования. В пределах рассматриваемой площади наступила стабилизация галокинетических процессов, мощность юрско-неогеновых отложений меняется незначительно. В целом, юрско-неогеновый этап не внес принципиальных изменений в строение данной площади.    Эволюция межкупольной зоны и сопряженных с ней участков распространения подкарнизного и купольного типов разреза сопровождалась тектоническими дислокациями, обусловленными перераспределением соляных масс. Все отмеченные нарушения являются сбросами различной амплитуды и протяженности.    В ориентировке сбросов межкупольной зоны намечается определенная закономерность, по-видимому, связанная с механизмом формирования этой зоны. Выделяется основной разлом, протягивающийся субпараллельно краевой части соляного карниза, а также ортогональные к нему, упирающиеся в соляной купол. Вероятно, и периферийный сброс, отделяющий купольный и мульдовый типы разреза, является элементом этой системы нарушений.        Нефтегазоносность    Антиклинальная структура сформировалась вследствие погружения синхронных толщ к востоку от карниза в результате оттока соли из межкупольной зоны, а к западу – за счет образования мульды проседания при вымывании соли в центральной части купола Котыртас Северный.    Признаки нефтегазоносносности в виде примазок тяжелой нефти в керне из подкарнизной части разреза скв. № 14 позволяют прогнозировать залежь в структурно-стратиграфической ловушке (головных частях размытых базальных пластов), экранированной соляным карнизом. Для опоискования данной ловушки необходимо бурение наклонных скважин со вскрытием субвертикально залегающих толщ близ зоны сочленения соляного карниза и материнского штока [14, 15].    Ловушки литологического выклинивания – наиболее перспективные типы неантиклинальных ловушек.     Таким образом, в результате проведенных комплексных исследовании установлены четыре этапа эволюции межкупольной зоны Котыртас Северный – Мырзалы Восточный, обусловленный гало-кинетическим движением соли и перекрывающих толщ.     Рассмотренный тип формирования межкупольной зоны, осложненной соляным карнизом, назван "котыртасским" [3, 11].     Нефтяное месторождение Котыртас Северный, приуроченное к краевой пассивной антиклинали, не является единственным возможным вместилищем УВ. Проведенными исследованиями установлено значительное разнообразие стратиграфических, литологических, тектонически-экранированных и смешанного типа ловушек. Впервые предложена концепция опоискования базальных грубозернистых пластов и присбросовых приподнятых частей отдельных блоков в подкарнизном разрезе, даны рекомендации по выявлению литологической ловушки в среднем триасе мульдового типа, показана возможность выявления баровых тел над и вблизи соляного карниза.     Таким образом, в результате проведенных исследований можно по-новому взглянуть на формирование солянокупольных структур в южной части Прикаспийской впадины, что значительно расширяет фронт нефтегазопоисковых работ в верхнепермско-триасовых отложениях.','./files/3(50)/26-33.pdf','','','ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА','GEOLOGY, EXPLORATION OF OIL AND GAS','26-33');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('3','2013','2014-2-27 16:12:27','Особенности структурно-геоморфологического строения северо-западной части Прикаспийской впадины на основе мелко- и крупномасштабного дешифрирования','Peculiarities of structural and geomorphological structure of the north-western part of the Caspian depression on the basis of small-and large-scale interpretation','           В статье изложены результаты структурно-морфологического анализа и ландшафтной индикации при дешифрировании фотоматериалов и высотных аэрофотоснимков различного масштаба на территории северо-западной части Прикаспийской впадины. Основное развитие в пределах исследованной территории получили три подтипа ландшафта: овражно-балочный рельеф, террасовый комплекс надпойменных террас реки Волги и лиманные урочища. Самые высокие водоразделы имеют абсолютные отметки 76–100 м, средние характеризуются отметками 61–75 м, а самые низкие располагаются на уровне 35–60 м. Комплекс надпойменных террас р. Волги протягиваются довольно узкой полосой вдоль левого берега Волгоградского водохранилища, шириной от нескольких десятков метров до нескольких километров. Лиманные урочища значительной площади выделяются в южной части исследуемой территории. Обращает на себя внимание обилие элементов ландшафта, которые являются индикаторами неотектонической активности На изученной территории выявлены два региональных разлома, пересекающие р. Волгу в широтном направлении: узлы пересечения систем линеаментов различного направления, и коленообразные изгибы эрозионных врезов. При поисковых работах на нефть и газ необходимо учитывать влияния разломной и неотектоники на формирование нефтегазовых скоплений: либо как своеобразного «насоса», осуществляющего перекачку флюидов из окружающих участков в зоны повышенной трещиноватости, либо как участки релаксации напряжений, в которых механическая энергия переходит в тепловую, что обеспечивает низкотемпературное преобразование органического вещества до углеводородов. Однако такой подход требует своего дальнейшего исследования. Для успешного поиска залежей углеводородов рекомендуется комплексирование сейсморазведки с газовой приповерхностной съемкой. ','           The article contains results of structural and morphological analysis and landscape display obtained in the course of interpretation of photographic materials and high-altitude aerial photographs of different scale on the territory of the North-Western part of the Caspian depression. Three sub-types of landscape are mostly developed within the studied area; they are: ravine-beam relief, terrace complex of floodplain terraces of the Volga River, and inundable estuaries. The highest watersheds have absolute marks of 76-100 m, the medium ones are characterized by marks of 61-75 m, and the lowest ones are located at the level of 35-60 m. Complex of floodplain terraces of the Volga River is quite a narrow strip along the left bank of the Volgograd reservoir, which width ranges from several dozens of meters to several kilometers.  Broad-area inundable estuaries are allocated in the Southern part of the territory under study. Abundance of the elements of landscape indicating the neotectonic activity draws the attention. Two regional faults crossing the Volga River in the latitudinal direction, nodes crossing lineaments systems of different directions, rectangular bends of erosion cuttings are allocated on the territory under study. During oil and gas reconnaissance it is necessary to take into account the influence of the fault and neotectonics on the formation of oil and gas accumulations: either as a kind of a «pump» that pums the fluids from surrounding areas to the zones of high jointing, or as areas of relaxation of stresses, where mechanical energy is converted into heat, which provides low-temperature conversion of organic matter to hydrocarbons. However, this approach requires further investigation. For successful search for hydrocarbon accumulations it is recommended to combine seismic survey and near-surface gas survey methods.  ',',163,164,165,','дешифрирование,структурно-морфологический анализ,ландшафтная индикация,овражно-балочный рельеф,террасовый комплекс,лиманные урочища,линеаменты,неотектоника,разломы,нефтегазовые скопления','interpretation,structural and morphological analysis,landscape display,ravine-beam relief,terrace complex,inundable estuaries,lineaments,neotectonics,faults,oil and gas accumulations','Обсуждая с О.Г. Токарским проблемы тектоники, неотектоники и нефтегазоносности, во многом не соглашаясь друг с другом, неизменно поднимался вопрос о геоморфологических феноменах Саратовской области. Чаще всего это касалось региональных линеаментов, отражающих разломную тектонику, эндогенного или ударно-взрывного генезиса кольцевых структур  (например, Камелик-Чаганской).    Возможности проекта компании «Google», в рамках которого в сети Интернет были размещены общедоступные спутниковые фотографии всей земной поверхности, имеющие высокое разрешение, намного дополнили и повысили результативность дешифрирования всего ряда имеющихся фотоматериалов.     При выявлении структурно-морфологических особенностей в указанном районе, помимо фотоматериалов и высотных аэрофотоснимков различного масштаба, впервые на территории северо-западной части Прикаспийской впадины были использованы цифровые базы данных спутниковых изображений в панхроматическом, мультиспектральном и цветосинтезированном режимах с пространственным разрешением до 1 метра. Применение высокоразрешающих космоснимков позволило выявить и детализировать ряд ландшафтных особенностей.     В тектоническом плане исследуемая территория (рис. 1) располагается в северо-западной части Прикаспийской впадины, охватывает значительную часть левого берега р. Волги и практически «закрыта» для геологического изучения. Однако на этой территории пробурено много нефтеразведочных, структурных и гидрогеологических скважин, проведены полевые геологосъемочные и геофизические исследования, что позволяет в дальнейшем ответить на целый ряд вопросов нефтяной геологии.    Несколько слов об истории вопроса. Широкое использование аэро- и космоматериалов при решении выше названных задач были обеспечены в 60–80-х гг. прошлого века соответствующим государственным финансированием, созданным специализированными институтами и экспедициями.    Методика аэрокосмогеологических исследований зарождалась и развивалась во многих научно-исследовательских институтах и производственных организациях геологической отрасли – ВСЕГИНГЕО, ВНИИКАМ, ИГиРГИ, НПГО «Аэрогеология», ПГО «Гидроспецгеология», Нижневолжскгеология и др.     Многие исследования и методические разработки [1, 6, 13, 14] использовались в производственных организациях при выполнении конкретных геологических задач. Применительно к исследуемой территории  подобного рода работы проводились, если не конкретно на данной территории, то, во всяком случае, на территории Нижнего Поволжья [5, 16].    Рис. 1. Обзорная схема исследований        Работа А.В. Цыганкова базируется на большом геологическом материале по геоморфологии и геологии Нижнего Поволжья. В ней отражены основные закономерности строения рельефа, структурных особенностей глубокозалегающих горизонтов, новейшей тектоники и методических приемов оценки тектонической активности в новейший этап тектогенеза.     Основные выводы этой работы, на которые было обращено особое внимание при дешифрировании снимков исследуемой территории:    • гидрографическая сеть тесно связана с разломами фундамента и флексурами осадочного чехла. Аномальные излучины реки отражают фактор местной тектоники и неотектоники, их образование связывается с формированием флексурного перегиба или локального поднятия [5];    • область длительного опускания характеризуется практически отсутствием овражно-балочной сети;    • новейший цикл тектогенеза продолжает закономерное развитие тектонических структур. В зонах новейших воздыманий образуются трещины, которые прослеживаются на больших глубинах.    Работа В.Я. Воробьева [4] – одна из фундаментальных работ в области применения методических приемов прогнозирования платформенных структур и анализа информативности используемых косвенных показателей. Широта подхода к решению поставленной задачи делает работу не только исключительно важной при выборе методических приемов, но показывает, насколько сложна проблема, требующая специальной организации, коллектива, финансирования и некратковременных сроков ее выполнения.    Автор, используя математический аппарат для обработки созданной им автоматизированной информационно-поисковой системы и банка данных по геоморфологии, дешифрированию аэрофотоматериалов, топографии, морфометрии, результатам бурения, полевой геофизики и данных газовой съемки по опорному горизонту, сделал выводы, которые не следует упускать из виду при работе на ограниченной территории [6]. Методы изучения и характеристики новейших движений в данной работе не описываются, но делаются ссылки на ранее проведенные в этом плане работы [3, 10, 12].     В последнее время широкое распространение получили методы ландшафтной индикации различных природных процессов. Ладшафтная индикация используется при изучении экологических, гидрогеологических, неотектонических, инженерно-геологических и иных процессов [2, 8, 13].     Анализ материалов показал, что основное развитие в пределах исследованной площади получили три подтипа ландшафта: овражно-балочный рельеф, террасовый комплекс надпойменных террас р. Волги и лиманные урочища (рис. 2).     Овражно-балочный рельеф занимает большую часть (65–75 %) исследуемой территории. Его основу составляют водораздельные и склоновые поверхности, а также осложняющие их линейные эрозионные врезы – постоянные небольшие водотоки бассейна Волги (р.р. Поповка, Кочетная, Тарлык) и впадающие в них овраги, балки и ложбины.    Самые высокие водоразделы в пределах изучаемой территории имеют абсолютные отметки 76–100 м, средние характеризуются отметками 61–75 м, а самые низкие располагаются на уровне 35–60 м. За счет разного гипсометрического положения водоразделов формируется ступенчатость рельефа, разница высот соседних ступеней составляет 15–25 м.     Поверхности склонов имеют различные перепады высот (до 15–20 м), различную крутизну и степень расчлененности. На фотоматериалах практически всех видов и масштабов они хорошо дешифрируются по струйному, ветвистому или древовидному рисунку фотоизображения, образованному эрозионными руслами оврагов, промоин или днищами балок и ложбин.     Общий вид овражно-балочного рельефа показан на рис. 3.     Комплекс надпойменных террас р. Волги протягивается довольно узкой полосой вдоль левого берега Волгоградского водохранилища, шириной от нескольких десятков метров до 5,0 км.    Первая и вторая надпойменные террасы образуют относительно плоские поверхности с абсолютными высотами от 15 м (урез воды Волгоградского водохранилища) до 25–30 м у тылового шва.     Третья надпойменная терраса р. Волги в пределах исследуемой площади перекрыта чехлом современных эллювиально – делювиальных отложений, и на фотоматериалах по прямым признакам практически не дешифрируется.Рис. 2. Ландшафтное районирование территории исследования        Лиманные урочища значительной площади выделяются в южной части исследуемой территории. Днища лиманов иногда имеют своеобразный мозаичный рисунок вследствие развития многочисленных такыроподобных трещин, склоны лиманов нередко нарушаются руслами временных водотоков. Межлиманные поверхности, как правило, имеют осветленный фототон и пятнистый рисунок, обусловленный опесчаниванием почв.    Фрагмент лиманных урочищ показан на рис. 4.    При достаточно детальном структурно-геоморфологическом изучении особенностей рельефа изученной площади, с широким использованием современных фотоматериалов, обращает на себя внимание обилие элементов ландшафта, которые являются индикаторами неотектонической активности [2–4, 5, 8, 11, 13, 16]:     • системы линеаментов значительной протяженности;    • узлы пересечения систем линеаментов различного направления;    • денудационные и эрозионные уступы;     • гребневые водоразделы;     • перехваты эрозионных врезов;    • сообщества суффозионных западин;    • опесчанивание почв межлиманных поверхностей в лиманных урочищах.               Рис. 3. Овражно-балочный рельеф с четко выраженными водоразделами,склонами, эрозионными врезами        На изученной территории впервые выявлено два региональных линеамента, Березовский и Хомутинский, которые интерпретируются как региональные разломы (рис. 5).    Выявленные разломы имеют субширотное простирание и пересекают Волжские разломы северного направления. Южный, Хомутинский. Разлом нашел свое подтверждение на ландшафтно-индикационных картах 80-х гг. прошлого столетия.Рис. 4. Лиманные урочища. Межлиманные поверхности выделены точечным контуром   Рис. 5. Региональные разломы (линеаменты)    Для всей исследуемой территории также характерно широкое проявление узлов пересечения систем линеаментов различного направления (рис. 6) и коленообразных изгибов эрозионных врезов (рис. 7), которые отображают, вероятнее всего, узлы пересечения тектонических нарушений и проявление локальных структуроформирующих движений.    Рис. 6. Узлы пересечения линеаментовРис. 7. Коленообразные изгибы эрозионных врезов        Денудационные и эрозионные уступы на фотоматериалах детального масштаба дешифрируются по коротко-струйчатому рисунку, образованному руслами временных водотоков, нарушающих наклонную поверхность уступа (рис. 8).Рис. 8. Денудационный уступ    Гребневый тип водоразделов характерен скорее для рельефа Приволжской возвышенности, чем для равнинных пространств Саратовского Заволжья. Однако в пределах района работ довольно часто наблюдаются переходы плоско-выпуклых водоразделов в линейно вытянутые гребневые водоразделы (рис. 9).Рис. 9. Гребневый тип водораздела         Перехваты эрозионных врезов образуются в случае контактного соприкосновения верховьев эрозионных врезов двух систем противоположного направления. Особенно часто этот процесс развивается на активно поднимающихся участках водоразделов, разделяющих эти эрозионные системы (рис. 10).     Рис. 10. Перехваты эрозионных врезов        Суффозионные западины, или, как их иногда называют, «степные блюдца», встречаются на поверхностях водоразделов и склонов в зонах аридного климата и тесно связаны с механическим и гидрохимическим переносом веществ поверхностными, грунтовыми и подземными водами на участках активной их динамики.     Установленные структурно-геоморфологические и неотектонические особенности рельефа могут с успехом использоваться при инженерно-геологических и гидрогеологических изысканиях, решении экологических задач, геологоразведочных работах на нефть и газ.    При поисковых работах на нефть и газ нельзя оставить без внимания информацию о влиянии разломной тектоники на формирование нефтегазовых скоплений:    • результаты тектонофизического моделирования детально изученных площадей Западной Сибири [7] показывают, что тектонически активные поднятия представляют собой своеобразный «насос», осуществляющий перекачку флюидов из окружающих участков в зоны повышенной трещиноватости, возникающие над вершиной поднятия;     • однако в работе Черского Н.В. [17] показано влияние сейсмотектонических процессов на преобразование органического вещества. Установлено, что по мере приближения к глубинным разломам и другим нарушениям горных пород, закономерно возрастает степень преобразованности ОВ. Зоны разломов – это участки релаксации напряжений, и в их пределах происходит наиболее сильное выделение механической энергии, переходящей в тепловую, что обеспечивает низкотемпературное преобразование органического вещества до углеводородов (до 100º С).    Таким образом, при исследовании территории аэрокосмогеологическими методами наиболее интересными участками для нефтегазовых компаний могут быть:     • относительно приподнятые и активно развивающиеся неотектонические блоки, осложненные локальными положительными морфоструктурами;    • близость выбранных участков к региональным разломам.    Кроме того, опыт работ показывает, что наиболее информативным, с точки зрения поисков нефти и газа, является комплексирование полевой геофизики и газометрической съемки [9].    Безусловно, полученные результаты структурно-геоморфологического и ландшафтно-индикационного дешифрирования, позволят на более качественном уровне выполнить комплексирование методов разведочной геофизики, газометрического зондирования и, с учетом результатов глубокого поискового бурения, наметить наиболее перспективные направления при поиске залежей углеводородов.','./files/3(50)/33-46.pdf','','','ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА','GEOLOGY, EXPLORATION OF OIL AND GAS','33-46');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('3','2013','2014-2-27 16:12:27','Геоморфология и неотектоническое преобразование материковой отмели в западной части Черного моря','Geomorphology and neotectonic transformation of the continental shallow in the western part of the Black Sea','           Усилиями отечественных и зарубежных ученых в Черном море выполнен огромный объем геолого-геофизических исследований. При этом всегда особое внимание уделялось изучению рельефа дна. Результативная часть этих работ отражена в изданных картографических документах, опубликованных монографиях и многочисленных статьях. Поэтому в настоящее время мы имеем возможность по батиметрическим и другим картам морского дна получить общее представление о различных процессах рельефообразования. В этом плане особую значимость приобретают детальные исследования рельефа дна на комплексных полигонах с использованием широкого спектра океанографических методов. На основе материалов эхолотного промера разновеликих площадей составляются батиметрические, геоморфологические карты, схемы и обзорные профили рельефа дна, которые могут быть надежной основой для дальнейших всевозможных построений. В данной статье рассматривается рельеф дна и геоморфологические особенности Болгарского полигона. При этом учитывались опубликованные сведения по сейсмоакустическому профилированию, отбору проб донного грунта и др. В таком случае повторная обработка полученных ранее материалов эхолотного промера на шельфе, в совокупности с орографией прилегающей суши, позволили в несколько ином ключе обобщить и проанализировать строение шельфа и верхней части материкового склона. Их связующей границей является бровка шельфа, формирование и развитие которой происходило в тесном взаимодействии эндогенных и экзогенных факторов рельефообразования. Наиболее наглядно это показано в морфометрических данных бровки шельфа в проекции на вертикальную плоскость. При таком построении наиболее четко прослеживается роль неотектоники в морфологическом преобразовании внешней зоны материковой отмели. Авторы считают такой метод продуктивным, перспективным и наглядным. Его можно использовать при морфоструктурном анализе протяженных форм рельефа: хребтов, уступов, каньонов, подверженных воздействию вертикальных неотектонических движений. ','           Efforts of domestic and foreign scientists in Black sea execute huge volume of geologo-geophysical researches. Thus, always the special attention was given to studying of a bottom relief. The productive part of these works reflected in the published cartographical documents, monographies and numerous articles. Therefore, now we have possibility on bathymetric and to other charts of a seabed to receive general idea about various relief-forming processes. In this aspect, the special importance is acquired by detailed researches of a bottom relief on complex ranges with use of a wide spectrum of oceanographic methods. Based on materials of an echo sounding measurement of the different areas, made bathymetric, geomorphologic chart, schemes and survey profiles of a bottom relief, which can be a reliable basis for the further possible constructions. In given article observed a bottom relief and geomorphologic features of the Bulgarian range. Thus, the published data on seismoacoustic profiling, sampling of a bottom ground etc. were considered. In that case, repeated processing received before materials of an echo sounding measurement on a shelf, in aggregate with orography of an adjoining land, have allowed generalize and analyze in a bit different aspect a structure of a shelf and the upper part of a continental slope. Their binding border is the shelf edge, which formation and development occurred in close interaction of endogenous and exogenous relief forming factors. It is most visually shown in morphometric data of the shelf edge in a projection to a vertical plane. At such construction most accurately traced the neotectonics role in morphological transformation of an external zone of a continental shallow. Authors consider such method productive, perspective and evident. It can be used at the morphostructural analysis of extended forms of a relief: ridges, ledges, canyons and other forms subject to influence of vertical neotectonic movements. ',',166,167,','орография,батиметрия,шельф,отмель,склон,геоморфология,сейсмоакустика,литология,рельефообразование,неотектоника','orography,bathymetry,shelf,shallow,slope,geomorphology,seismoacoustics,lithology,relief forming,neotectonics','Введение        Характерные особенности строения материковой окраины западной части Черного моря и прилегающих участков суши в региональном плане известны по некоторым публикациям [1, 9–15]. Непосредственно шельфу этой области посвящены многочисленные статьи [2, 3, 4]. Это дает основание считать данную структуру хорошо изученной. Однако здесь, как и в других районах бассейна, существует ряд вопросов, в иных случаях весьма спорных [8], для решения которых необходимы дополнительные исследования.    В общем виде рельеф дна Болгарского шельфа представляется следующим образом. Вслед за подводным береговым склоном параллельно берегу прослеживается депрессия. За ней расположен асимметричный, широкий (10–15 км), пологий вал [3, 8]. Его склон, обращенный к берегу, более крутой, а внешний, постепенно выполаживаясь, переходит в протяженную равнину. Далее следует серия валов, ограниченных с внешней стороны уступом, подножие которого отмечено глубинами 105–120 м.    Обычно в пределах шельфа выделяют три зоны: внутреннюю, центральную и внешнюю [3]. Но границы этих зон проводятся по-разному [2, 12]. Различия в определении границ внешних зон, по-видимому, связаны с отсутствием единых и определенных морфологических, структурных, генетических или других критериев, либо с трудностями совместного их использования [8]. Даже общее сопоставление этих данных с морфологией шельфа на других полигонах Черного моря [5, 6] показывает, что в особенностях их строения больше различий, чем сходства. Кроме того, имеющегося фактического материала все еще недостаточно. В этой связи для разработки вопросов геологической истории Болгарского шельфа необходимы детальные комплексные геолого-геофизические исследования.    В настоящей статье приведены результаты повторной обработки ранее полученных материалов по рельефу дна Болгарского полигона [4]. Работа выполнена с учетом особенностей орографии прилегающей суши и опубликованных геолого-геофизических сведений для данной акватории. Подробно рассмотрена морфология внешнего шельфа и верхней части материкового склона. Их связующей границей является бровка шельфа, формирование и развитие которой происходило под воздействием эндогенных и экзогенных факторов рельефообразования. Наиболее наглядно это показано в морфометрических показателях бровки шельфа в проекции на вертикальную плоскость. Такой метод позволяет наглядно представлять роль неотектонических движений в морфоструктурном преобразовании различных участков материковой окраины Черного моря.        Орография суши        В прибрежном районе она представлена отрогами горной системы Стара-Планина. Это сравнительно небольшие (протяженность от 300 до 600 км) субширотные хребты с отметками вершин немногим более 500 м. Тектонически расчлененный на разновеликие блоки хребет Еминско-Планина в восточной части образует береговой выступ с мысом Емине. Этот хребет разделяет обширные Камчийскую и Бургазскую низменности.    К северу от реки Камчия располагаются субширотно ориентированные озера: Безымянное (пресное) и Варненское (соленое). Общая их длина около 250 км, а их заложение, по-видимому, обусловлено разломом, который, возможно, находит свое продолжение на шельфе и материковом склоне.    В морфоструктурном плане зона от Варны до Бургаса представлена: аккумулятивными равнинами и пластово-моноклинальными плато; альпийскими горными сооружениями, испытавшими неотектонические поднятия; складчато-глыбовыми (блоковыми) морфоструктурами; низкими горами и холмогорьями. Прибрежная зона испытывает опускания: вблизи Варны – 5,3 мм/год, а Бургаса – 1,3 мм/год [1].    Подводная материковая окраина        По структурно-геоморфологическому районированию рассматриваемая область относится к Нижнекамчийскому прогибу [10, 12]. Особенности рельефа дна здесь определяются его строением и связаны с элементами выше отмеченной орографии прилегающей суши. Ширина шельфа здесь резко изменчива: от 30 (м. Камчия) до 65 км (траверз Бургаса) [8], что соизмеримо с мелководьем к югу от Керченского пролива [6]. Болгарский шельф представляет собой абразионно-аккумулятивную поверхность, которая находится в стадии современного выравнивания. Подвергающийся новейшему прогибанию материковый склон [8, 10] очень пологий с углами наклона 3–5°, на отдельных участках немногим более 7°. Его поверхность сглажена, долины имеют малый врез и плавные очертания. К югу от мыса Калиакра встречается несколько глубоких долин (каньонов), которые простираются до абиссальной равнины бассейна.        Материалы исследований и их обсуждение        В центральной и внешней зонах Болгарского шельфа выполнен эхолотный промер на полигоне площадью 1400 км2. Промерные галсы (общая длина 460 км) располагались по нормали к берегу между горой Варна и мысом Емине (рис. А). Их длина около 30 км, а межгалсовые расстояния – 3–5 км (рис. Б, В). Координация эхолотного промера обеспечивалась спутниковой системой навигации с точностью ±10–15 м.    На геоморфологической схеме четко прослеживается продольная (вдоль берега) зональность шельфа: пологий склон центральной зоны с подзоной краевых валов и внешняя зона. Поперечная зональность практически не заметна. Она, возможно, проявляется только вблизи профиля 5 (рис. Б, В), где небольшое смещение уступа северного участка между краевым валом и террасой внешней зоны фиксируется поперечным разломом.    Центральная зона расположена на глубинах от 45–50 до 106–113 м. Западная ее часть, с несколько большими углами наклона (30–40’), до глубин 75–80 м хорошо выровнена и лишена заметных понижений или возвышений дна. Лишь на проф. 4 имеется небольшой перегиб склона. На глубинах около 80 м наклон поверхности шельфа уменьшается. Здесь встречаются локальные понижения дна, а ниже прослеживаются уступы высотой 2–4 м. Наиболее четко, с заметным увеличением наклона, уступы выражены на профилях 3–6, 11, 13. Характерно, что тыловой шов нижележащей террасы устойчиво удерживается на глубинах 82–84 м в пределах всего полигона.    Нижележащая поверхность постепенно переходит в поле депрессии, ограничивающей краевые зоны. Депрессия отмечена глубинами 89–93 м, которые приближены к полосе валов. Происхождение депрессии связывают с реликтовой лагуной [8].    Подзона краевых валов является не только чрезвычайно интересной, но и уникальной особенностью Болгарского шельфа [3, 8, 12]. На исследованном участке – это субмеридиональная полоса шириной около 4 км. С востока она ограничена уступом, высота которого от 12–14 до 20 м (рис. В, проф. 6, 9, 10, 13).    Высота валов от галса к галсу и вдоль своего простирания меняется от 1–2 до 10 м, а расстояния между их гребнями – от 0,4 (проф. 5) до 1,9 км (проф. 9). Значительно меняются и поперечные профили валов. На некоторых профилях они симметричны, с пологими (0,5–2,0°) склонами. На других – резко асимметричны, причем крутые склоны экспонированы к бровке шельфа (проф. 9, 13), а углы наклона достигают 8–10°.    Таким образом, морфология большинства валов подвержена значительным изменениям. При нашей сравнительно редкой сети эхопрофилей не представляется возможным проводить уверенную корреляцию валов от галса к галсу. В то же время положение сопряженных с валами ложбин батиметрически весьма стабильно: на проф. 1, 5–13 их глубина 95–96 м и немногим меньше (92–94 м) на остальных [4, 8, 12].    Происхождение и возраст внешней депрессии, краевых валов и нижележащей террасы во многом еще не ясны. Можно лишь предположить, согласившись с рядом исследователей [3, 8], что валы представляют собой реликтовые аккумулятивные образования допозднеплейстоценового времени.        В условиях поздней вюрмской регрессии они даже могли быть береговыми валами или пересыпями, ограничивавшими лагуну, в которой отлагались илы. Нижележащая терраса, видимо, подвергалась абразии неоднократно, в том числе и в позднеледниковую эпоху. Последующая трансгрессия, скорее всего, в начальный этап происходила достаточно быстро, и абразионно-аккумулятивные процессы не успели уничтожить валы, а только их переформировали.        Литология        В полосе краевых валов, южнее траверза реки Камчия, были обнаружены чаудинские отложения, известные до этого только на побережье Черного моря [3]. Они представлены уплотненными суглинками и литифицированными терригенно-ракушечными песками. Характер сохранности фауны и присутствие гравийно-галечного материала свидетельствуют о формировании осадков в волноприбойной зоне [8]. Поверхность чаудинских отложений размыта и перекрыта слоями верхнечетвертичных осадков от новоэвксинских до современных, к тому же с редуцированными мощностями [2]. К югу от Бургаса чаудинские слои были обнаружены и на внешнем шельфе с глубинами моря 140 м, т.е. за пределами зоны валов [8].    Дальнейшие исследования краевых частей шельфа с детальным картированием форм рельефа и целенаправленным отбором колонок осадков в депрессии, на валах и между ними, в пределах нижней террасы, особенно вблизи тылового шва, позволят ответить на вопросы генезиса и геологической истории этой своеобразной полосы Черноморского шельфа.    Бровка шельфа    Внешняя зона Болгарского шельфа представлена хорошо выраженной террасой с глубинами от 106–113 м (тыльный шов) до 118–162 м. Ее ширина в среднем составляет 2–3 км, а наклон 30–50’. До глубины 200–400 м других ступеней не обнаружено. Перегиб от внешнего шельфа к материковому склону на шести профилях резкий, а на пяти – плавный и тем более постепенный, чем глубже он находится.    Вместе с тем, в морфоструктурных и морфоскульптурных особенностях бровки отражаются специфические черты геоморфологии и палеогеографии материковой отмели [8]. В рельефе бровки чаще всего проявляется новейшая история развития прилегающей суши, шельфа и материкового склона [5, 6].    Одним из наглядных и эффективных методов представления характера бровки является показ ее батиметрических отметок, вынесенных на вертикальную плоскость. Этот метод впервые был использован А.В. Ильиным, который на вертикальной плоскости показал графики колебаний внешнего края шельфа (отмели) для Атлантического океана. Он также отмечал: «... поверхность современного шельфа была образована в период трансгрессий, вызванных таянием четвертичных ледников. Формирование четкого перегиба дна (бровка шельфа) связывается с воздействием морской абразии на прибрежную часть материка при низком стоянии уровня океана» [7].    Этот метод был использован нами при обработке данных о рельефе дна Керченского [6] и Евпаторийского [5] полигонов.    Детальные исследования рельефа дна в Черном море выполнены на 45-ти полигонах. Для 37-ми из них составлена сводная таблица, в которой отмечены: районы полигонных работ, количество профилей на каждом из них, суммарные протяженности промеров, межгалсовые расстояния и т.д. В плане определения характерных особенностей бровки шельфа на 13-ти полигонах выполнен предварительный анализ 197-ми эхопрофилей. При этом отмечено два типа бровки – резкий и плавный. Выявлено практически равное их соотношение: 99 и 98, что свойственно и для Болгарского полигона, где соотношение составляет 5 и 6.    Резкий перегиб чаще всего обусловлен процессами новейшей тектоники и связан со сбросами [10, 14], а плавный – сглажен голоценовой седиментацией [8]. По результатам детальных исследований рельефа дна, на полигонах Черного моря известны разнообразие и неоднородность строения внешнего шельфа и верхней части материкового склона [5, 6]. Происходившие в новейшее время морфоструктурные преобразования этих двух зон вполне отчетливо отражались в специфических чертах и характере строения бровки шельфа.    Бровка шельфа Болгарского полигона в проекции на вертикальную плоскость (рис. Г) в средней части (расстояние немногим более 12 км) с небольшим прогибом располагается на глубине 120–128 м.    К северу и югу от этого фрагмента бровка погружается до 156 и 162 м соответственно. Предполагается, что эхопрофили в этих местах совпали с выступами, которые ограничивают верховья каньонов Варна и Камчия. Северный фланг бровки располагается на глубине 118 м, в то время как южный отмечает плавное погружение от 142 до 147 м. Это указывает на перекос внешней материковой отмели с севера на юг. Такое контрастное батиметрическое положение бровки шельфа может быть обусловлено либо расширением шельфа на полигоне от 32 (на севере) до 63 км (на юге), либо причастностью региональных тектонических движений в западной части бассейна. Не исключается также вероятность локальной неотектоники, связанной с прогибанием бровки шельфа в средней по простиранию части и с активизацией движений вдоль субширотных разломов, обусловивших заложение указанных выше каньонов.    Рис. Болгарский шельф. А – положение полигона. Б – геоморфологическая схема: 1 – бровка шельфа; 2 – тыловой шов нижней террасы; 3 – оси валов; 4 – оси ложбин; 5 – подножие уступа; 6 – локальные формы рельефа: а – положительные;                     б – отрицательные; 7 – уступы древних абразионных террас: а – четкие; б – слабо выраженные; 8 – изобаты; 9 – промерные галсы и их номера. В – обзорные профили рельефа дна: жирная точка и цифры – положение бровки шельфа и ее глубина.            Г – глубина бровки шельфа в проекции на вертикальную плоскость        Профиль бровки шельфа, представленный на вертикальной плоскости, компенсирует недостаточную (через 3–5 км) плотность эхолотных галсов и отсутствие продольных промеров, которые в совокупности существенно повысили бы информативность данных о строении материковой отмели и, как минимум, верхней части материкового склона.        Заключение        По гипсометрическим картам суши или батиметрическим морского дна можно получить общее представление о роли тектоники в преобразовании материковых окраин различных регионов. Чем чаще сечение изогипс или изобат на указанных картах, тем более четко прослеживается роль тектоники. Хорошо известны резкие отличия в уровне изученности рельефа суши и донной поверхности. Однако региональные эхопрофилирования или изучения рельефа дна на полигонах характеризуются, чаще всего, неравномерной плотностью наблюдений как шельфа в целом, так и отдельных элементов его рельефа. В монографии А.С. Ионина указано: «Существующие различия в современном превышении валообразных поднятий над дном прибрежной депрессии, непостоянство глубин над ними ... связаны не только с неоднородностью волнового режима на отдельных участках шельфа в эпоху их формирования, но и с направленностью и темпом новейших вертикальных тектонических движений отдельных геологических структур» [8].    Метод изображения бровки шельфа на перспективном профиле – наиболее наглядный способ показать существенные преобразования внешней материковой отмели под воздействием процессов новейшей тектоники. Этот метод вполне успешно можно использовать для характеристики протяженных морфоструктур: хребтов, каньонов, уступов, террас и т.д. Представление морфометрических данных форм рельефа на вертикальной плоскости может быть своеобразной рекомендацией к результативному разделу работ на комплексных геолого-геофизических полигонах, когда возникает необходимость выполнять различные картографические построения.','./files/3(50)/46-55.pdf','','','ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА','GEOLOGY, EXPLORATION OF OIL AND GAS','46-55');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('3','2013','2014-2-27 16:12:27','Направление изменений мировой энергетической политики: перспективы использования метана угольных пластов','Direction of changes in the world energeticheskaya of policy: prospects of use of methane of coal layers','           Рассмотрены вопросы необходимости изменения и совершенствования структуры потребления энергоносителей в современном Обществе. Приведены результаты теоретических балансовых расчетов мировых запасов нетрадиционных видов энергоносителей в виде газа угольных бассейнов. Учитывая состав и количество газов, их энергетический потенциал целесообразно рассматривать в качестве экономически обоснованной альтернативы ограниченным запасам природных ресурсов традиционных видов углеводородного топлива. Ожидается, что к 2020 г. мировая добыча метана из угольных пластов достигнет 100÷150 млрд м3/год, а в перспективе промышленная добыча шахтного метана в мире может достигнуть до 470÷600 млрд м3/год, что составит 15÷20 % мировой добычи природного газа. Изучение состава, свойств и механизмов формирования газов угольных пластов, как одного из типов газов литосферы, способствует наиболее эффективной разработке технологий его добычи. Особое внимание уделено закономерностям генерации метана угленосных пластов. Приведены результаты расчетов изменения количества органического вещества в результате процесса углефикации, а именно перехода от торфа к графиту, при котором теряется до 62,8 % массы, 15,8 % из которых приходится на долю метана. Этап повышенной генерации метана на градациях катагенеза выделен как главная фаза газообразования. Созданная модель не только воспроизводит общую картину генерации газов, но и является основой при оценке прогнозных запасов газа в отложениях гумусовых углей. Приведен пример организации и положительных результатов внедрения технологии заблоговременной дегазации угольных пластов глубоких горизонтов с одновременным использованием извлекаемого метана в Кузбассе. К ним относятся газообеспечение в полном объеме уже к 2025 г. Кемеровской области (в настоящее время – 4 млрд м3 в год); повышение безопасности труда шахтеров; перераспределение средств Горнодобывающих предприятий со статей затрат по обеспечению безопасности работы по удалению метана из рабочей зоны на другие статьи; снижение техногенной нагрузки на все объекты окружающей среды в результате утилизации метана угольных залежей; повышение научно-технического уровня технологий добычи в угольной промышленности, как результат поиска нетрадиционных энергоносителей для удовлетворения потребностей человечества; устранение межведомственных барьеров при решении задач ТЭК по обеспечению энергетической безопасности России. ','           Considered the issues of the need for change and improvement of structure of consumption of energy in modern Society. Results are given of theoretical balance calculations of the world’s reserves of non-traditional types of energy in the form of gas coal basins.   Given the composition and quantity of gases, their energy potential should be considered as an economically viable alternative to the limited reserves of natural resources of traditional hydrocarbon fuels. It is expected that by 2020 the world production of coal bed methane up to 100÷150 billion m3/year, and in the long term industrial production of coal bed methane in the world can reach up to 470÷600 billion m3/year, which amounts to 15÷20% of world production of natural gas. Study of the composition, properties and mechanisms of the formation of gas coal layers, as one of the types of gas lithosphere, contributes to the most effective development of the technology of its production. Special attention is paid to the regularities of generation of methane of coal beds. Presents the results of calculations of change of quantity of organic substances as a result of the process of carbonization, namely, the transition отторфа to graphite, with which lost up to 62,8% of the weight, 15,8 % of which falls to the share of methane. Stage of increased generation of methane on gradations катагенеза singled out as the main phase of the amount of gas formed. Created model not only reproduces the overall picture of the generation of gases, but also is the basis for the assessment of probable reserves of gas in sediments of humus coals. The example of the organization and the positive results of introduction of the technology заблоговременной of decontamination of coal layers of deep horizons with the simultaneous use of methane extracted in Kuzbas. Which include gas supply to the full extent already by 2025. Kemerovo region (currently 4 billion m3 per year); increase of safety of work of miners; the redistribution of funds of Mining enterprises to the articles of costs on maintenance of safety of work on the removal of methane from a working zone to other articles; reduction of the technogenic load on all objects of the environment as a result of utilization of methane from coal deposits; the raising of the scientific-technical level of production technologies in the coal industry, as a result of the search for non-traditional energy resources to meet the needs of of mankind; and the elimination of inter-departmental barriers when solving the problems of fuel and energy complex to ensure energy security of Russia. ',',168,169,','углеводородное сырье,нетрадиционные энергоресурсы,топливно-энергетические комплексы,органическое вещество,гумусовые угли,катагенез,генерация,газы,главная фаза газообразования','of hydrocarbon raw materials,non-traditional energy resources,fuel and energy complexes,organic matter,humus coals,катагенез,the generation of gases,the main phase of the amount of gas formed,','В начале XXI в. топливно-энергетические комплексы (ТЭК) во многих государств подходят к рубежу дефицита традиционных энергоносителей, в частности, природного газа (табл. 1) [8, 10].        Таблица 1Основные характеристики региональных рынков природного газа, млрд м3 (источники: BP, Gedigaz)Региональный рынокПотребле-ние ДобычаСальдоНетто-импортность, % от потребленияСеверная Америка863,8848,4-15,4-1,8Европа517,2260,6-256,6-49,6Восточная Азия301,4107,0-194,4-64,5СНГ594,7780,6185,931,3Ближний и Средний Восток403,1526,1123,030,5Южная и Юго-Восточная Азия259,7323,263,524,5Центральная и Южная Америка154,5167,713,28,5Африка109,8202,792,984,6Австралия и Океания29,548,919,465,8Итого по миру:3233,73265,231,50,9        Такое неравномерное распределение запасов и объемов добычи по континентам является причиной расхождения цен на основных рынках природного газа. По состоянию на сентябрь 2012 г. расхождение цен составило ($/тыс. м3): максимум – импорт СПГ в Японию, ~ 600, а минимум – HenryHub, США ~ 100 (источники:Bloomberg, Всемирный банк, Международный валютный фонд) [8].    Учитывая геологическую историю нашей планеты, а именно цикличность периодов глобального потепления и похолодания, в ближайшие 50÷100 лет ожидается значительное снижение температуры. Прогнозируя тенденцию потребления энергии под углом зрения глобального похолодания, можно ожидать резкое увеличение всех видов топлива [2].    Но даже в России, занимающей одно из лидирующих мест по добыче газа в настоящий момент, анализ сложившейся в последние годы ситуации с приростом запасов газа показывает, что она крайне напряженная. За последние пять лет за счет геолого-разведочных работ приращивается 600÷700 млрд м3 газа в год против 1,5÷2,25 трлн м3 в доперестроечный период, т.е. в 2÷3 раза меньше [1]. При средней добыче 650÷700 млрд м3 газа в год запасов хватит на 60÷70 лет,    а при увеличении годовой добычи до 1,2 трлн м3 имеющиеся запасы будут исчерпаны уже через 40 лет.    Достижение энергетической независимости РФ, сохранение лидерства в мировой газодобывающей отрасли, в соответствии с прогнозом глобального похолодания и др. геополитических факторов, требует решения ряда сложнейших задач, в том числе внедрения сложных технологий добычи нетрадиционных видов энергоносителей: газа из сланцевых и угольных пластов, освоения залежей газогидратов и т.д. [8].    Анализ имеющихся данных по подсчету мировых нетрадиционных ресурсов природного газа показывает, что его значительное количество (преимущественно метана) связано с угольными, сланцевыми и плотными (песчаник) толщами, где он находится как в свободном, так и в сорбированном состоянии (табл. 2).        Таблица 2    Мировые нетрадиционные ресурсы природного газа (Н.А. Гафаров, 2012 г.)Регион     Ресурсы природного газа, трлн м3      плотных пород* угольныхпластовсланцевых пластоввсегоАзиатско-Тихоокеанский5149174274Северная Америка3985109233Страны СНГ2511218155Латинская Америка3716098Ближний Восток иСеверная Африка2307295Европа1281636Южная Африка221831Мир в целом209256457922Примечание: * Наиболее значительные ресурсы метана угольных пластов сосредоточены в Китае, России, США, Австралии, ЮАР, Индии, Польше, Германии, Великобритании и Украине.        Ожидается, что к 2020 г. мировая добыча метана из угольных пластов достигнет 100÷150 млрд м3/год, а в перспективе промышленная добыча шахтного метана в мире может достигнуть до 470÷600 млрд м3/год, что составит 15÷20% мировой добычи природного газа [3, 17].    Учитывая состав и количество газов, их энергетический потенциал целесообразно рассматривать в качестве экономически обоснованной альтернативы ограниченным запасам природных ресурсов традиционных видов углеводородного топлива.    Рассмотрим состав, свойства и механизмы формирования газов угольных пластов, как одного из типов газов литосферы, с позиций объектов разработки. В свете вышеописанного целесообразно оценить возможность добычи метанового газа угольных пластов и с позиций повышения уровня промышленной безопасности на разрабатываемых угольных предприятиях.    Начиная с девонского периода в древних торфяных болотах в анаэробных условиях (в восстановительной среде без доступа кислорода) накапливалось и консервировалось органическое вещество (торф), из которого формировались ископаемые угли. Первичная торфяная залежь состояла из массы тканей растений, от полностью разложившихся (гелефицированных) до хорошо сохранивших свое клеточное строение. В аэробных условиях при воздействии на остатки растений, обогащенных кислородом вод, или на контакте с атмосферой происходило полное окисление (разложение) органического вещества с выделением диоксида углерода и легких УВ (метана, этана и др.), не сопровождавшееся торфообразованием (рис. 1).         Рис. 1. Схема образования угля        Превращение торфа в ископаемый уголь, называемое углефикацией, происходило в течение многих миллионов лет и сопровождалось концентрацией углерода и уменьшением содержания трех основных углеобразующих элементов – кислорода, азота и водорода. Главными факторами углефикации являются температура, давление и время.    В России принято выделять следующие стадии углефикации: буроугольную (с ранней подстадией – лигнитовой), каменноугольную, антрацитовую и графитовую. При этом шло последовательное образование бурых углей, каменных углей, антрацита и графита (рис. 2). В США, Канаде, Германии, Великобритании и многих других странах принято считать, что в процессе углефикации из торфа образуются лигниты, суббитуминозные угли, битуминозные угли, антрацит и графит (что не противоречит российской классификации).    Уголь – это горючая осадочная порода растительного происхождения, состоящая в основном из углерода (до 98 %) и ряда других химических элементов (водород до 6%, кислород до 15% и др.), в зависимости от стадии углефикации. Состав угля зависит от возраста и условий углефикации: самый молодой – бурый уголь, затем идет каменный уголь, старше всех антрацит. По мере старения происходило концентрирование углерода и уменьшение содержания летучих составляющих, в частности, влаги.    Так, бурый уголь имеет влажность 30÷40 %, более 50 % летучих компонентов, у антрацита оба показателя составляют 5÷7 % (влажность кузбасского каменного угля составляет 12÷16 %, а количество летучих компонентов около 40 %). Кроме основных компонентов, уголь содержит различные негорючие золообразующие добавки, «породу», газы и нефть. В зависимости от сорта и условий добычи количество минеральных веществ различается очень сильно, например, значение зольности кузбасского каменного угля находится в диапазоне от 10 до 20 % [13, 15]. Гумусовые угли, как объект изучения, давно привлекал внимание исследователей. Это объяснялось не только научным интересом, но и необходимостью решения многих практических задач, в том числе и вопроса безопасности работ в угольных шахтах.            растительность, основа углябурый уголькаменный угольантрацит    Рис. 2. Видоизменение твердых горючих ископаемых в процессе углефикации    Исследователями с различной степенью детальности решены и вопросы генезиса газов. Этот вопрос достаточно сложен, и однозначного решения его до сих пор нет. Не вызывает сомнения только происхождение метана, сопровождающего процесс углефикации органического вещества углей.    Исследователи отмечают, что в континентальных осадочных бассейнах мезозойского и кайнозойского возраста органическое вещество содержит большое количество экзинита (липоидов) и может рассматриваться как источник образования нефти и газа. Косвенным свидетельством тому является повышенное соотношение пристана к фитану и присутствие в нефтях тяжелых углеводородов группы С25 ÷ С33.    Первым компонентом еще на ранней стадии (протокатагенез), при температуре 40÷60°С, в процесс генерации вступает инертинит и генерирует метан и легкие УВ [5]. Группа витринита (один из основных компонентов ископаемых углей, имеет сильный блеск и полураковистый излом, продукт изменения целлюлозно-лигнинной ткани растений с более или менее измененной клеточной структурой вследствие разложения в водной среде без доступа кислорода) – наиболее зольная часть угля. По химическим свойствам витринит схож с гумусовыми веществами торфов, отличаясь признаками, возникшими в процессе метаморфизма прекращает генерацию тяжелых УВ при температуре 80÷100°С (стадия МК1–МК2).    Замыкают этот ряд липоидные компоненты, которые дают максимум генерации тяжелых УВ при температуре 110÷140°С (МК3–МК4). При более высоких температурах все компоненты угля генерируют только газ.    Согласно расчетам при переходе торфа в графит органическое вещество теряет 62,8 % массы, из них на долю метана приходится 15,8 %вес. Выделено пять этапов повышенной генерации метана – биохимический, переход бурых углей в каменные, «углефикационные скачки», перехода каменных углей в полуантрациты с последующим переходом в антрациты. Этап повышенной генерации метана на градациях катагенеза МК5 – начало АК2 (ОС – начало ПА) выделен как главная фаза газообразования (ГФГ) [11].    Таким образом, очевидно, что образование газа возможно в залежах углей, занимающих промежуточное положение между бурыми углями и антрацитом. Находясь в породах угольных месторождений, газ сорбирован углем или защемлен в мельчайших трещинах. Но нельзя забывать, что современная газонасыщенность углей является результирующим итогом двух основных процессов – генерации и миграции газов – и зависит от геологической и тектонической обстановки в бассейне, от состояния поровой системы угля, его влажности, сорбционной способности к различным газам, от давления и температуры угольных пластов [4, 7, 9].    В составе газов угленосных толщ различных месторождений и бассейнов присутствует метан, углекислый газ, гомологи метана, азот, водород, окись углерода, сернистый газ, сероводород, гелий, неон, аргон, криптон, ксенон (табл. 3).        Таблица 3    Состав газов угольных бассейнов (И.В. Высоцкий, 1990 г.)Месторождение,бассейнГлубина отбора проб, м     Содержание компонентов, %об          Н2     N2     CO2CH4С2Н6+ВНеМежреченское, Подмосковный4261,392,31,14,5––     1164–1,41,494,6––Печорский842,411,41,384,9––Муастаховское,Ю.-Якутский1313,790,24,61,50,7–Ю. Донбасс,Донецкий220–16,30,583,040,010,32Волынское,Подмосковный8341,512,27,477,4––     3179,075,30,612,1––        Содержание азота в угольных газах изменяется от 0 до 100 %, закономерно уменьшаясь с увеличением глубины. Азот, в основном атмосферного происхождения, и лишь небольшая его доля в общей массе может быть генерирована в процессе углефикации (Ласточкин, 1964; Лидин, 1968; А.Э. Петросян и др., 1973). Отмечается увеличение содержания азота в районах распространения антрацитов.    Происхождение двуокиси углерода в составе газов угольных бассейнов объясняется процессами газообразования, протекающими в верхних слоях биосферы (Лидин, 1968; Петросян и др., 1973). К таковым процессам и явлениям относятся: наличие зоны выветривания, закономерное уменьшение содержания диоксида углерода в составе газов по падению пластов угля, отсутствие зоны углекисло-метановых и метаново-углекислых газов. Образование двуокиси углерода возможно и в процессе углефикации, если рассматривать теорию его происхождения с позиций преобразования структуры ОВ углей (Ласточкин, 1964).    Водород встречается спорадически.    Большую роль в познании вопросов формирования угольных месторождений сыграла разработанная Г.Д. Лидиным (1964 г.) газовая зональность бассейновых углей, согласно которой состав газов по основным компонентам (СО2, N2, CH4) изменяется с погружением угольных пластов в определенном порядке, образуя четыре зоны (табл. 4, рис. 3).Таблица 4Пределы содержания компонентов в газовых зонах угольных месторождений (Г.Д. Лидин, 1968г.)Зона газов     Содержание, %об     CH4СО2N2азотно-углекислотныхредко, не выше 10,020,0 ÷ 80,020,0 ÷ 80,0азотныхдо 20,0до 20,076,0 ÷ 99,0азотно-метановых20,0 ÷ 80,0до 20,020,0 ÷ 80,0метановых     более 80,0                    В формировании этих зон большую роль играют воздушные газы и газы верхних слоев биосферы.        Рис. 3. Изменение составов газов угольных пластов с увеличением     глубины залегания (Г.Д. Лидин, 1964)        Масштабные исследования газовых проб угольных месторождений позволили уточнить и систематизировать составы газов по зонам угольных пластов (табл. 5, 6).        Таблица 5Состав газов метановой зоны угольных месторождений (Сивак, 1962, Кравцов, 1971)Бассейны     Содержание, %об     CH4СО2N2Н2гомологи метанаДонецкий80,0 ÷ 99,50,0 ÷ 9,00,5 ÷ 18,00,0 ÷ 11,0*0,0 ÷ 2,5Кузнецкий80,0 ÷ 99,50,4 ÷ 5,50,0 ÷ 18,00,0 ÷ 18,40,0 ÷ 12,5Карагандинский70,0 ÷ 99,30,0 ÷ 1,00,0 ÷ 10,00,0 ÷ 10,00,0 ÷ 0,1Норильский70,0 ÷ 99,00,1 ÷ 4,00,1 ÷ 24,00,1 ÷ 14,0установлено присутствие     Примечание: * - в отдельных пробах    Таблица 6Компонентный состав гомологов метана в угольных газах метановой зоны (метоморфогенной группы по Б.М. Косенко, М.Л. Левенштейну, 1968 г.)КомпонентСодержание, % к общему объему газаКоличество пробЧастота встречаемости компонента, %          проанали-зированныхв которых обнаружены компоненты     C2H60,1 ÷ 8,52 (1,985*)114114100C3H80,05 ÷ 2,9 (0,576*)114114100C4H100,0 ÷ 1,4 (0,184*)1148574,6C5H120,0 ÷ 0,64 (0,07*)1145850,9C6H140,0 ÷ 0,43 (0,02*)11465,3     Примечание: * - среднее значение        При характеристике газоносности угленосных бассейнов применяется следующая терминология. Природная газоносность угольного пласта – объем газа, содержащийся в единице массы угля в естественных условиях,      м3/т горючей массы (г.м.); если расчет ведется по метану, то употребляется термин «природная метаноносность». Газоемкость угля – способность угля поглощать газ в определенных термодинамических условиях: см3/г г.м. (или м3/т г.м.). Абсолютная газообильность – объем выделяющегося газа в горные выработки в единицу времени, м3/сут. (или м3/мин.). Газоносность угольных пластов повышается с глубиной и с увеличением степени метаморфизма углей от 6÷8 до 30÷40 м3/т г.м. Метаноносность высокометаморфизованных антрацитов независимо от глубины залегания не превышает 2÷3 м3/т г.м.    Газообильность в шахтах на глубинах 500÷600 м может достигать 40÷50 м3/т, а на больших глубинах – 50÷90 м3/т. К настоящему времени состав газов угольных месторождений хорошо изучен. Накоплен большой фактический материал, проведены работы обобщающего характера. Более чем столетняя история изучения газов угольных месторождений развивалась, в основном, в двух направлениях – исследование химического состава газов и определение газоемкости углей. Вопросам генезиса газов и оценке масштабов их генерации при катагенезе органического вещества углей уделялось значительно меньшее внимание.    Неоднозначно решается и вопрос о происхождении гомологов метана в составе газов угольных месторождений. До определенного времени гомологи метана из-за несовершенства методов анализа в составе газов не фиксировались. После установления их в составе газов, преимущественно метановой зоны, встал вопрос об их происхождении. Решение этого вопроса было важно и в научном, и в практическом отношении, поскольку присутствие гомологов метана повышает взрывоопасность газов. Их происхождение связывалось с рассеянным органическим веществом глинистых пластов в месторождении углей, с вероятностью подтока из нефтеносных областей.    И только более детальное изучение закономерностей распространения и зависимости качественного состава от степени метаморфизма углей дало необходимые доказательства сингенетичности гомологов метана ОВ углей (Ласточкин, 1964; Зимаков, 1965; Косенко, Левенштейн, 1968; Лидин, 1968; Букин, Пащаева, 1971; Трофимов, 1972; Петросян и др., 1973).    Наиболее полно и детально гомологи метана исследованы в составе газов метановой зоны углей Донбасса. Как отмечалось выше, в составе газов углей установлены гомологи метана (от этана до гептана) с преобладанием этана и пропана. Более высокомолекулярные гомологи не являются характерными и обязательными компонентами (табл. 7).Таблица 7Компонентный состав гомологов метана в угольных газах метановой зоны (метаморфогенной группы по Б.М. Косенко, М.Л. Левенштейну, 1968)КомпонентыСодержание, % к общему объему газаВсегопроанали-зировано пробКоличество проб,в которых выявленыкомпонентыЧастота встречаемости компонента, %С2Н60,10÷8,52 (ср. 1,982)114114100,0С3Н80,05÷2,90 (ср. 0,576)     114100,0С4Н100,0÷1,40 (ср. 0,184)     8574,6С5Н120,0÷0,64 (ср. 0,070)     5850,9С6Н140,0÷0,43 (ср. 0,020)     65,3         Выше показаны объемы, состав газов угольных бассейнов и необходимость восполнения запасов природного горючего газа за счет его нетрадиционных запасов, что указывает на экономическую целесообразность добычи метана угольных пластов (МУП) в промышленных объемах.    Таким образом, согласно теории углефикации для добычи МУП пригодны далеко не все угли, а лишь занимающие промежуточное положение между бурыми углями и антрацитом. В метаноугольных месторождениях метан сорбирован углем или защемлен в мельчайших трещинах подобно сланцу.      Для извлечения МУП необходима специальная технология: гидроразрыв угольного массива и откачка пластовых вод. Метан собирается и подается на поверхность через специально пробуренные скважины. Глубина скважин –  от 150 до 1000 метров. Средний период от обезвоживания пласта до выхода на максимальную добычу метана – 1÷2 года.    США занимают лидирующее положение в мире по добыче МУП, которая началась в США в начале 1980-х гг., а уже к 2005 г. его добывали 50 млрд м3,    что соответствует 8 % от традиционного газа в США. Бассейн Сан-Хуан является ведущим добывающим регионом США, он дает 60 % угольного метана в стране и более 60 % всей добычи метана из угольных пластов в США. Число скважин для дегазации угольных пластов в бассейне превышает 20 тыс., а эффективность применяемых технологий извлечения из угольных пластов содержащегося в них метана достигает 80 %. В Австралии добыча МУП ведется горизонтальными скважинами, пробуренными по пласту на расстояние до 1500 м; газ поступает на очистительную фабрику, где обезвоживается, фильтруется, сжимается и далее по газопроводу высокого давления поступает в ряд населенных пунктов.    В Китае добыча метана из угольных пластов с 2005 по 2010 гг. выросла почти в 100 раз (до 10 млрд м3). Промышленная добыча метана угольных пластов ведется также в Австралии, Канаде и Колумбии [17]. Ресурсы метана угольных пластов России составляют по различным источникам 100÷120 млрд м3/год. Газообильность выработок составляет около 30÷40 м3 метана на тонну добываемого угля. Выбрасывается метана в России – более 1 млрд м3 в год. Первоначальной целью, предусмотренной совместным (ОАО «ГАЗПРОМ» и Администрация Кемеровской обл.) Инновационным проектом, осуществляемым на промыслах в Кузбассе с 2010 г., являлась заблоговременная дегазация угольных пластов глубоких горизонтов с одновременным использованием извлекаемого метана. Но при расширении промышленной добычи метана в Кузбассе сформировались и другие положительные моменты, играющие для этого региона особо важное значение.    Во-первых, метан – это энергоноситель, а объемы разработок угольных залежей Кузбасса могут позволить к 2025 г. не только полностью обеспечить свои потребности (в настоящее время – 4 млрд м3 в год), но и существенно расширить рынки сбыта за счет газификации населенных пунктов области, в качестве автомобильного топлива и в целях электрогенерации. К настоящему моменту суммарный объем газа, добываемого запущенным в 2010 г. на Талдинском угольном месторождении первым заводом по добыче метана из угольных пластов Кузнецкого бассейна и комплексом Нарыкско-Осташкинской площади, составляет 0,8 млн м3 в месяц.    Во-вторых, безопасность труда шахтеров. В Кузбассе насчитывается более 70 действующих подземных угольных шахт, активно строятся новые. Более половины из них, относящихся к самым перспективным и мощным, имеют высокую газоносность угольных пластов (от 15 до 30 м3 на 1 тонну угля). Это очень высокий показатель потенциальной опасности взрыва метана и гибели шахтеров. Горнодобывающие предприятия тратят большие средства на обеспечение безопасности работы по удалению метана, но имеющиеся технологии, значительно снижая степень риска, не способны устранить его полностью.    В-третьих, кроме всего прочего внедрение современных технологий позволяет решать еще не менее важную задачу – снижение техногенной нагрузки на все объекты окружающей среды, стабилизируя экологическую ситуацию в районах разработки угольных залежей. В-четвертых, за этот период повышен научно-технический уровень технологий добычи в угольной промышленности, совершенствованы технологии стимулирования дебита, получены патенты, разработана оригинальная телеметрическая аппаратура контроля параметров работы и пр. В перспективе к 2017 г. планируется перейти к промышленному бурению, не менее чем 96 скважин в год для заблоговременной дегазации угольных пластов глубоких горизонтов с одновременным использованием извлекаемого метана.    Немаловажным фактором осуществляемого Проекта явилась успешная разработка и осуществление совместных задач газовой и угольной отраслей, что способствует устранению межведомственных барьеров и обеспечению энергетической безопасности России [6, 12, 14, 16].        Работа выполнена в рамках ГК 14.B37.21.0586 ФЦП РФ','./files/3(50)/55-68.pdf','','','ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА','GEOLOGY, EXPLORATION OF OIL AND GAS','55-68');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('3','2013','2014-2-27 16:12:27','Контроль за разработкой сложно построенных коллекторов комплексом гидродинамических и трассерных исследований скважин','Monitoring the development of complex reservoirs built complex hydrodynamic and traces stugies wells','           Вследствие необходимости получения дополнительной информации о происходящих процессах в пласте, движении нагнетаемых вод для поддержания пластового давления на месторождении со сложной структурой порового пространства, в настоящее время целесообразно проведение комплекса гидродинамических и прямых трассерных исследований. В статье представлен материал о контроле за процессом разработки Южно-Хыльчуюского нефтяного месторождения. Подробно описаны методы гидродинамического контроля на установившемся и нестационарном режимах фильтрации флюида продуктивного пласта за процессом выработки залежи. В работе представлен и обоснован альтернативный метод контроля за разработкой. Содержание статьи широко показывает разновидности индикаторов – маркеров, их достоинства и недостатки. Описывается также методика проведения трассерных исследований нефтяного месторождения Южное-Хыльчую. В работе показана зависимость между проницаемостью, определенной по гидродинамическим исследованиям скважин, и скоростью фильтрации трассеров проведен сравнительный анализ. Также проведено сопоставление полученных результатов трассерных и гидродинамических исследований. Авторами статьи выделено несколько факторов, которые влияют на скорость обводненности добывающих скважин. Содержание статьи представляет научный и практический интерес для широкого круга читателей, заинтересованных в рациональной разработке нефтенасыщенных залежей с системой ППД, исключающей непродуктивную перекачку огромных объемов воды.  ','           Owing to need of obtaining additional information on occurring processes for layer, movement of forced waters for maintenance of sheeted pressure on a field with difficult structure of steam space, carrying out a complex of hydrodynamic and direct trasserny researches now is expedient. The material is presented in article about control of process of development of Southern Hylchuyuskogo of an oil field. Methods of hydrodynamic control on established and non-stationary modes of a filtration of a fluid of productive layer behind process of development of a deposit are in detail described. In work the alternative control method behind development is presented and reasonable. The contents of article widely show versions of indicators – markers, their merits and demerits. As the technique of carrying out trasserny researches of an oil field of Yuzhnoye-Hylchuyu is described. In work dependence between the permeability determined by hydrodynamic researches of wells and speed of a filtration of tracers is shown, the comparative analysis is carried out. As comparison of the received results of trasserny and hydrodynamic researches is carried out. Authors of article allocated some factors which influence the speed of water cutting of extracting wells. The contents of article represent the scientific and practical interest for laymen, the petrosaturated deposits interested in rational development with system of PPD excluding unproductive transfer of huge volumes of water. ',',170,171,172,173,174,','гидродинамические исследования,фильтрационно-емкостные свойства,пластовое давление,трассерные исследования,индикаторы-маркеры,поддержание пластового давления (ППД),заводнение,межскважинное пространство,линия тока','hydrodynamic researches,filtrational and capacitor properties,sheeted pressure,trasserny researches,indicators - markers,the maintenance of sheeted pressure (MSP),flooding,interborehole space,the current line','Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) на установившихся и нестационарных режимах фильтрации являются обязательными при исследовании эксплуатационных и нагнетательных скважин в соответствии с проектом на разработку и несут информацию о гидродинамическом единстве скважин, фактической и потенциальной продуктивности, фильтрационных параметрах, динамике пластового давления, состоянии призабойной зоны, внешних и граничных условиях как зон отбора, так и нагнетания [1, 2, 3, 5, 6, 13].    Для получения дополнительной информации о процессе разработки месторождения со сложной структурой порогового пространства при условии поддержания пластового давления (ППД) в настоящее время признается актуальным проведение комплекса гидродинамических и прямых трассерных исследований продуктивной толщи. Предлагаемый комплекс из двух независимых видов исследований используется в качестве научного эксперимента при разработке крупного Южно-Хыльчуюского месторождения в Тимано-Печорской нефтяной провинции.    За время эксплуатации (с июля 2008 г.) гидродинамические параметры получены по более чем 300 объектам в 66 скважинах. По результатам исследований продуктивный пласт-резервуар характеризуется как сложно построенный, неоднородный по площади и разрезу коллектор с гидростатически обеспеченным начальным пластовым давлением, глубинный градиент которого равняется 1,07 МПа/100 м. В процессе разработки месторождения наблюдается резкое падение объемов добычи нефти, изменения соотношения динамических емкостей продуктивного пласта, фильтрационных параметров, пластового давления, обусловленное интенсивным обводнением залежи [2, 4, 8, 10, 11, 12]. Это послужило причиной для выбора дополнительных методов контроля за разработкой.    Среди методов контроля для наблюдения за движением нагнетаемой воды авторами данной работы отдается предпочтение трассерным исследованиям, как экологически безопасным, наиболее простым и достаточно информативным. Успешные попытки применения трассерных методов предпринимались исследователями различных нефтяных месторождений Северного Кавказа, Белоруссии, Татарии, Самарской, Пермской, Тюменской областей [9, 10, 11]. С помощью метода трассеров определяют истинную скорость и направление движения пластовых флюидов, а также нагнетаемой в залежь воды, распределение потоков по пластам, между отдельными скважинами и источниками их обводнения, оценивают гидродинамическую связь по площади и разрезу залежей, устанавливают неоднородность отложений, определяют эффективность процесса вытеснения нефти, степень влияния на него отдельных скважин, режима их дренирования и нагнетания.    Для проведения эксперимента выбраны новые дисперсионные флуоресцентные трассеры (ДФТ), разработанные НПП «Сирена-2» и Гидрохимическим институтом. Отличия новых трассеров от уже известных заключаются в высокой чувствительности метода их обнаружения и многоцветности [2, 9, 10]. Количество используемых трассеров является критическим фактором для регулирования процесса разработки залежи, когда функционируют несколько нагнетательных скважин, как это происходит на Южно-Хыльчуюском месторождении. Привлечение информации об объеме нагнетаемой и добываемой воды с учетом объема трассера, отобранного в добывающих скважинах, позволяет оценить баланс закачанной и резервуарной воды, эффективность заводнения пласта путем оценки охвата пласта процессом вытеснения, распределение потоков в залежи.    По результатам трассерных исследований определяются скорости движения трассеров в пласте. Этот показатель дает возможность определить скорость фильтрации воды и, с учетом градиента напора между нагнетательной и эксплуатационной скважинами, такие параметры, как коэффициенты проницаемости и емкости трещин, по которым происходит активное движение трассера. Концентрация трассера характеризует степень разбавления закачиваемой воды в процессе ее смешивания с пластовой: чем выше концентрация трассера, тем более короткий путь фильтрации. Высокая скорость фильтрации плюс высокая концентрация трассера свидетельствуют о хорошей проницаемости и малой емкости основной проводящей зоны. Частота повторяемости отбора трассера в течение длительного времени позволяет выявить степень неоднородности основной проводящей зоны, увеличение количества каналов, за счет чего происходит разновременный приход в эксплуатационную скважину различных линий тока, по-разному разбавленных пластовой водой.    Для проведения трассерных исследований на Южно-Хыльчуюском месторождении были использованы шесть индикаторов, четыре из которых трассеры-маркеры нового поколения с надежно оцениваемыми во время анализа цветами и два стандартных трассера − уранин и роданид аммония. На первом этапе была произведена закачка трассеров – маркеров 4 цветов в нагнетательные скважины (222, 232, 237, 246) Южно – Хыльчуюского месторождения (рис. 1). На втором этапе закачка стандартных трассеров (роданид аммония и уранин) в нагнетательные скважины 230 и 239 была выполнена через 3 месяца после закачки цветных трассеров-маркеров, когда по многим скважинам месторождения отмечалось значительное содержание воды в продукции (рис. 2, 3).    По результатам анализов проб, отобранных после первой закачки цветных трассеров-маркеров, выявлено, что они были обнаружены в зонах дренирования ряда скважин. Полученная информация показала секторное распределение воды от нагнетательных скважин.    На втором этапе закачки отмечается иное распределение трассеров: нарушилось секторное распределение и следы трассеров от скважин 230 и 239 обнаружены практически во всех эксплуатационных скважинах.       Рис. 1. Результаты трассерных исследований, карта накопленных отборов жидкости и закачки воды        По мнению исследователей, это свидетельствует о прогрессирующем заводнении всего резервуара. Динамика процесса замещения нефти водой характеризуется увеличением скорости фильтрации воды и снижением эффективности нефтеизвлечения. Полученные результаты позволили внести коррективы в процесс разработки месторождения.     Зависимость «концентрация индикатора – время» для каждой эксплуатационной скважины является основой для характеристики межскважинного пространства, оценки фильтрационно-емкостных свойств резервуара в зоне взаимодействия пары «нагнетательная скважина − эксплуатационная скважина» и обоснования концептуальной модели пласта. Анализ этой зависимости показал достаточно четкое их разделение на два вида:    1. с явным доминированием первой пробы, высокой концентрацией индикатора и резким ее снижением в последующих пробах;    2. с относительно равноценными концентрациями индикатора в пробах.Рис. 2. Роза-диаграмма распределения основных фильтрационных потоков и максимальных скоростей движения меченой жидкости на участке нагнетательной скважины 230 Ю-Хыльчуюского месторождения    Рис. 3. Роза-диаграмма распределения основных фильтрационных потоков и максимальных скоростей движения меченой жидкости на участке нагнетательной скважины 239 Ю-Хыльчуюского месторождения    Скорости прихода индикатора в эксплуатационные скважины при закачке красного трассера (скв. 237) составляют десятки метров в сутки при максимальных зафиксированных скоростях (м/сут) − 137 (скв. 229), 213 (скв. 231), 130 (скв. 240), 118 (скв. 243), 470 (скв. 249), 480 (скв. 252), 208 (скв. 256). Аналогичный порядок скоростей наблюдался и по другим скважинам при закачке оранжевого (скв. 232), зеленого (скв. 256) и желтого (скв. 222) трассеров.    Совсем другие значения скоростей наблюдаются на втором этапе исследований, когда резко увеличивается обводненность скважин, и закачиваются новые индикаторы – роданид аммония и уранин. Полученные данные о скоростях этих индикаторов показывают, что они увеличились на порядок.         В то же время, соотношения скоростей между скважинами не изменились. Важный вывод, вытекающий из этого факта, связан с изменением характера насыщения проводящих каналов и, соответственно, изменением флюидопроводимости каналов, по которым происходит фильтрация воды. Вымывание нефти из этих каналов приводит к тому, что в зонах нагнетания по этим направлениям происходит резкое возрастание скоростей движения подземных вод, приводящее, в конце концов, к преждевременному прорыву воды к добывающим скважинам.     По скважине 230 сопоставление скоростей перемещения фильтрационных потоков показывает, что с максимальной скоростью, равной 5000–10000 м/сут первая порция меченой жидкости достигла скважин 209, 210, 226, 233, 249, 251, 252, 257, 258, 262 и 269. К скважинам 214, 216, 217, 231, 238, 240, 247, 256, 267 фронт меченой жидкости подошел со скоростями 1000–5000 м/сут, к скважинам 223, 225, 236, 242, 243, 253, 260 − со скоростями 200−800 м/сут.     Анализ скоростей фильтрации и соответствующей концентрации трассера по скважинам показал различия этих параметров для высокодебитных (дебит порядка 2000 м3/сут) и низкодебитных (менее 500 м3/сут) скважин. Как правило, для высокодебитных скважин характерны низкие скорости и низкие концентрации трассера. Объяснение этому факту заключается в том, что при прохождении высокоемких зон центральной части залежи (низкие концентрации и скорости) происходит сброс скоростей фильтрации и, соответственно, разбавление трассера, а в низкоемких краевых зонах с высокими скоростями и концентрациями этого не происходит.    Используя характеристики добывающей скважины (дебит, обводненность), можно определить объем поступления порции жидкости, меченной индикатором, в добывающую скважину, и, используя график зависимости концентрации индикатора от времени, определяется «средняя» концентрация индикатора за период наблюдений. Умножением объема добытой воды на концентрацию индикатора, получается общая масса индикатора, которая извлечена из данной добывающей скважины. Объем извлеченного индикатора сравнивается с объемом закачанного, и делается вывод о распределении потоков между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, характере водообмена в пласте и об эффективности процесса заводнения.     Основные объемы воды от нагнетательных скважин к добывающим поступают по каналам фильтрации с проницаемостью 10–100 мкм2. Так в скважину 214 до 90 % воды поступает по каналам фильтрации с проницаемостью 10−100 мкм2, около 5% − по каналам фильтрации с проницаемостью 8−9 мкм2, около 5% − по каналам фильтрации с проницаемостью свыше 100 мкм2. В скважину 233 более 90 % воды поступает по каналам фильтрации с проницаемостью 10−100 мкм2 и около 10% − по каналам фильтрации с проницаемостью 4−9 мкм2. Аналогичные данные можно привести и по другим скважинам. Преобладают фильтрационные процессы по высокопроводящим каналам с проницаемостью более 10 мкм2. Исключением являются направления к добывающим скважинам 231, 238, 247. К этим скважинам значительные объемы воды поступают по каналам фильтрации с проницаемостью от 1 до 10 мкм2.    Сравнение условий движения жидкости по каналам фильтрации показывает, что за период между первым и вторым этапами исследований в резервуаре произошли значительные изменения. В связи с увеличением водонасыщенности продуктивной зоны основные фильтрационные каналы заполняются водой и, соответственно, возрастает фазовая проницаемость по воде. В несколько раз увеличивается максимальная скорость фильтрации, особенно это заметно на флангах структуры, где уменьшены емкостные параметры резервуара. Скважины, которые лидируют по объемам отбора воды, перехватывают также и основные потоки трассеров, эта особенность характерна для них как на первом, так и на втором этапах исследований. К этим скважинам относятся  223, 229, 231, на долю которых во всех случаях приходится более 50 % отбираемой воды. Общее снижение процента извлекаемых трассеров на втором этапе следует связывать с увеличением объема воды в резервуаре, снижением доли водообмена и разбавлением трассера в увеличивающемся водном объеме продуктивной части резервуара.    В то же время следует учитывать, что при принятой пятиточечной системе закачки в резервуаре происходит сложное взаимодействие нагнетательных и эксплуатационных скважин. Скважины 237, 232, 222 и 246, куда были закачены трассеры па первом этапе, расположены ближе к флангам структуры, в то время как скважины 230 и 239 расположены в самом центре. Такое положение нагнетательных скважин во многом определило преимущественно секторное направление закачки на первом этапе. Актуальным остается вопрос о последствиях закачки воды в нагнетательную скважину 228. Если к западу от этой скважины резервуар ограничен, то возникает вопрос о направлении смещения нефти в этой части резервуара. В связи с этим рекомендуется провести закачку индикатора в нагнетательную скважину 228 с последующим прослеживанием его в смежных эксплуатационных скважинах.    При комплексировании полученных результатов трассерных и гидродинамических исследований необходимо учитывать различия методов получения информации и интерпретации результатов. Так, при гидродинамических исследованиях проницаемость определяется по данным расчета гидропроводности пласта при отборе пластового флюида. При прослеживании трассеров оценивается проницаемость отдельных фильтрационных каналов по фактической скорости фильтрации воды. Иными словами, если по результатам гидродинамических исследований определяется средняя проницаемость по разрезу, то скорость трассера определяется проницаемостью наиболее проводящего (или нескольких проводящих) интервала (интервалов), который может иметь весьма небольшие размеры, например, узкая открытая трещина.     Скорость движения трассера (фактическая скорость фильтрации), на основе которой определяются гидродинамические параметры каналов фильтрации, зависит от градиента напора, расхода жидкости и «просветности» канала. При проведении расчетов предполагается одномерное движение жидкости от нагнетательной к эксплуатационной скважине и одинаковая «просветность» вдоль линии тока. Изменение «просветности» и, следовательно, емкости трубки тока по ходу движения трассера может привести к сбросу скорости в высокоемкой зоне или ее значительному росту при уменьшении «просветности». Отсутствие корреляции между пористостью и проницаемостью в карбонатном резервуаре является обычным явлением, а именно емкость наиболее проводящего канала будет определять скорость фильтрации. По результатам трассерных исследований на месторождении наблюдается обратная зависимость между скоростью трассера и максимальной концентрацией в отобранной пробе, что подтверждает приведенные выше рассуждения. Общая зависимость между проницаемостью, определенной по ГДИС, и скоростью фильтрации трассеров показана на рисунке 4. Несмотря на определенный разброс точек, намечается обратная зависимость между этими параметрами, что свидетельствует о низкой емкости наиболее проницаемых зон кавернозно-трещиноватых карбонатных резервуаров.    Таким образом, сопоставление полученных результатов трассерных и гидродинамических исследований показывает, что они дополняют друг друга в освещении процессов, происходящих в резервуаре на начальном этапе заводнения.    Рис. 4. График зависимости скорости распространения индикатора от проницаемости коллектора по гидродинамическим исследованиям        Результатами выполненной работы являются следующие выводы:    1. наличие гидродинамической связи внутри основной части резервуара по разрезу и напластованию и практически полный охват залежи заводнением;     2. в резервуаре сформировалась высокопроницаемая репрессионная зона, заполненная водой, связанная, в первую очередь, с теми нагнетательными скважинами, куда закачивались индикаторы;    3. процесс дренирования межскважинного пространства контролируется по результатам гидродинамических исследований (неоднородность фильтрационных свойств по площади и разрезу сложно построенного продуктивного пласта во времени) и характеру прихода трассера;    4. система ППД способствует быстрому обводнению высокодебитных эксплуатационных скважин, темп обводнения обусловлен поступлением воды по высокопроницаемым низкоемким зонам;     5. процесс обводнения скважин является более быстрым по сравнению с проектным, что связано с прорывом воды по каналам, обладающим низкими фильтрационными сопротивлениями.','./files/3(50)/68-79.pdf','','','ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА','GEOLOGY, EXPLORATION OF OIL AND GAS','68-79');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('3','2013','2014-2-27 16:12:27','Нефтегазоносность Северо-Западного Кавказа','Petroleum potential of Northwest Caucasus','           Основные перспективы нефтегазоносности складчато-орогенных сооружений Северо-Западного Кавказа связаны с отложениями меловой системы. В статье приведены сведения о промышленных притоках и нефтегазопроявлениях, полученных как в процессе бурения, так и проведения опробовательских работ в скважинах на исследуемой территории. Изложены данные о коллекторских свойствах пород, а также предполагаемых типах ловушек в отложениях нижнего и верхнего мела. Наибольший практический интерес имеют нижнемеловые отложения, в разрезе которых присутствуют мощные пласты и отдельные пачки песчаников и карбонатов с хорошими петрофизическими свойствами, которые являются коллекторами для скопления углеводородов. К ним относятся карбонатные образованиия свиты чепси и песчаные разности пород свит шишанской и афипской, горизонтов фанарского, убинского и свиты шапсухо. Представляется перспективной для поисков залежей углеводородов на северном склоне Северо-Западного Кавказа зона развития биогермных и органогенно-обломочных известняков свиты чепси, которая протягивается от реки Убин до Гостагаевской площади и далее на запад, где она погружается под чехол кайнозойских отложений. Зона характеризуется значительными толщинами карбонатных образований, высокими коллекторскими свойствами, наличием надежной глинистой покрышки. Аналогичная зона карбонатообразования прогнозируется и на южном склоне. В нижнемеловых терригенных отложениях, где преобладают гранулярные коллекторы и глинистые покрышки, первостепенное значение для образования ловушек имеют принадвиговые антиклинальные складки. Наиболее интересны песчаники фанарского горизонта с хорошими емкостными параметрами для скопления в них нефти и газа. Коллекторские свойства их обусловлены межзерновой пористостью и тектонической трещиноватостью. Отложения верхнего мела отличаются более сложным строением, обусловленным широким развитием здесь карбонатных толщ. Их емкостно-фильтрационные свойства связаны с трещиноватыми, кавернозно-трещиноватыми, гранулярно-трещиноватыми коллекторами. Успех поисково-разведочных работ на Северо-Западном Кавказе во многом определяется также достоверностью структурных построений и обоснованностью моделей ловушек, приуроченных к сложно построенным складчато-надвиговым дислокациям. ','           The main oil and gas potential fold-orogenic structures Northwest Caucasus are related to Cretaceous sediments. The article presents information on oil and gas shows and commercial flows, obtained in the process of drilling and conducting testing works in wells in the study area. Of the data on reservoir properties of rocks, as well as alleged types of traps in the sediments of the Lower and Upper Cretaceous. The greatest practical interest are the Lower Cretaceous deposits, which are present in the context of thick layers of sandstone and separate bundles and carbonates with good petrophysical properties that are reservoirs for the accumulation of hydrocarbons. These include carbonate formations suite chepsi difference rocks and sand formations and shishanskoy, afipskaya, fanarskogo horizons, Uba and suites shapsuho. Is promising for the search for hydrocarbon deposits on the northern slope of the North-West Caucasus Development Zone biohermal and organo-clastic limestone suite chepsi, extending from the river to Ubin Gostagaevskoy area and further to the west, where it sinks under the cover of Cenozoic sediments. Zone is characterized by a considerable thickness of carbonate formations, high reservoir quality, the availability of reliable mud tires. A similar zone of carbonate formation projected on the southern slope. In the Lower Cretaceous clastic sediments dominated by collectors and granular clay cap, essential to the formation of traps have thrust fault anticlinal folds. The most interesting fanarskogo sandstone horizon with high capacitance parameters for the cluster in which oil and gas. Reservoir properties due to intergranular porosity and tectonic fractures. Upper Cretaceous sediments are more complex structure is due to the extensive development of carbonate strata. Their capacitive-filtration properties are associated with fractures, cavernous-fractured, granular-fractured reservoirs. Success of exploration activities in the North-West Caucasus is largely determined by the reliability of structural models and the validity of models of traps to mark the complex structure of fold-and-thrust dislocations. ',',175,176,','нефть,газ,коллекторские свойства,ловушки,перспективы нефтегазоносности','oil,gas,reservoir properties,trap,oil and gas potential','Основные перспективы нефтегазоносности Северо-Западного Кавказа связываются с нижне- и верхнемеловыми отложениями. Повсеместно присутствуют прямые и косвенные признаки их нефтегазоносности [1–10, 16, 17]. Различными исследователями описываются многочисленные газирующие источники, в составе газа которых преобладает метан. Жидкие и газообразные нефтяные углеводороды (УВ) присутствует и в продуктах извержения грязевых вулканов. Но наиболее важные свидетельства наличия скоплений нефти и газа получены в процессе бурения глубоких скважин.        Нижнемеловые отложения    Нефтегазоносность отложений бурханской свиты в пределах северного склона Северо-Западного Кавказа установлена в пределах Красногорско-Куколовской зоны на трех площадях. На Псифской площади в скважине № 22 впервые для западного погружения Большого Кавказа установлена нефтегазоносность альбских отложений. Здесь открыта залежь УВ непромышленного значения. В начальный период работы скважины безводный дебит нефти достигал 32 м3/сут. на штуцере 5 мм. Дебит газа при этом по визуальной оценке ориентировочно достигал 10 тыс. м3/сут. Через 30 часов работы в скважине появилась пластовая вода. За период работы скважины в течение 13 суток дебит нефти снизился с 32 м3/сут до 4,5 м3/сут, при этом снизился и дебит газа. При опробовании Псифских скважин № 25 и 26 получены притоки пластовой воды, нефти и газа, а при бурении скважины 15 Псифской произошел газовый выброс.    На Восточно-Гладковской площади в результате опробования скважин №№ 34 и 38 получены незначительные притоки газа и пластовой воды. На Ново-Крымской площади при опробовании скважин №№ 26, 27 и 37 получены притоки пластовой воды с незначительным содержанием нефти и газа (дебит нефти до 0,85 м3/сут, дебит газа не замерялся). Из скважины 36 получен фонтан газа. Дебит газа в зависимости от штуцера изменялся от 15,7 тыс. м3/сут на штуцере 6 мм до 2,17 тыс. м3/сут. на штуцере 2 мм.    Кроме Красногорско-Куколовской зоны нефтегазоносность отложений бурханской свиты в пределах северного склона нигде не установлена. В пределах южного склона в пробуренных скважинах скоплений УВ в отложениях бурханской свиты не обнаружено. Зафиксированы лишь незначительные газопроявления на Дообской, Южно-Тенгинской и Ново-Михайловской площадях.    В пределах северного склона Северо-Западного Кавказа по результатам исследования скважин нефтегазоносность отложений свиты шапсухо нигде не установлена. На Ставропольской площади в результате совместного опробования отложений свит шапсухо и убинской получен приток газа дебитом 1000 м3/сут, но он, скорее всего, приурочен к убинским отложениям, в которых на Ставропольской площади открыта газовая залежь.     В пределах южного склона газоносность отложений свиты шапсухо установлена в междуречье Пшада-Шапсухо на Архипо-Осиповской и Пшадской площадях. На Архипо-Осиповской площади в скважинах №№ Б-1 и Б-6 отмечены газопроявления при бурении. В последней из них произошел выброс глинистого раствора на высоту 40 м, после чего скважина работала чистым газом. После обвала стенок скважины фонтанирование прекратилось. На Пшадской площади из скважины № 7 получены непромышленные притоки газа дебитом до 600 м3/сут.    В пределах северного склона Северо-Западного Кавказа газоносность отложений убинской свиты установлена на Ставропольской площади, где открыта газовая залежь непромышленного значения. Тип залежи – пластовый сводовый. Продуктивный горизонт состоит из трех пачек, сложенных чередующимися пластами песчаников, алевролитов толщиной от 0,2 до 7,6 м и глин. Эффективные толщины горизонта изменяются от 1,8 м до 19,6 м. Коэффициент пористости принят 0,22 %.    На Ставропольской площади опробования в отложениях убинской свиты проводились в семи скважинах. Получены притоки пластовой воды и газа. Максимальные дебиты газа по скважинам достигали 44 тыс. м3/сут (скважина № 7 Ставропольская), воды – 810 м3/сут (скважина № 3 Ставропольская).    На соседней Убинской площади при проходке отложений убинской свиты в четырех скважинах отмечалось разгазирование глинистого раствора.     На южном склоне Северо-Западного Кавказа признаки нефтегазоносности отмечены лишь в одной картировочной скважине (№ К-60) на Пшадской площади. При подъеме инструмента с глубины 31–25 м (забой 31 м) произошел выброс газа с глинистым раствором. Высота выброса достигала 8–9 м. Фонтанирование продолжалось в течение 3–5 минут, а затем стенки скважины обвалились, и фонтанирование прекратилось.    В пределах северного склона газоносность отложений афипской установлена в пределах Ставропольской площади. Здесь, в 1974 г. открыта газовая залежь. По типу залежь – пластовая структурно-литологическая. Проницаемая часть продуктивного горизонта имеет ограниченное распространение и присутствует лишь в пределах западной части северо-западного купола. Вскрыт горизонт одной скважиной 8 эффективной толщиной 4,8 м. В остальной части Ставропольской структуры горизонт замещен глинистой фацией. Коллекторами служат алевролиты и песчаники толщиной 0,6–1,8 м. Коэффициент пористости принят 0,22 %.    Опробование афипских отложений на Ставропольской площади проводилось в шести скважинах. Максимальные дебиты газа (111 тыс. м3/сут) и конденсата (3,13 м3/сут) получены из скважины № 8 Ставропольская, воды (900 м3/сут) – в скважине № 1 Ставропольская.     В пределах южного склона Северо-Западного Кавказа признаки газоносности афипских отложений установлены в междуречье Пшада-Шапсухо в семи скважинах на четырех площадях. На Прасковеевской и Дефановской площадях наблюдались газопроявления при проходке афипских отложений. На Пшадской площади получены притоки пластовой воды с газом, дебит воды составил 138 м3/сут (скважина № П-6 Пшадская). На Архипо-Осиповской площади во всех трех опробованных скважинах отмечены признаки газоносности. В скважинах №№ Б-2 и Б-8 Архипо-Осиповская отмечены газопроявления при бурении, в скважине № Б-1 получены притоки чистого газа дебитом до 600 м3/сут.    В пределах северного склона газоносность отложений фанарского горизонта установлена на Убинской и Ставропольской площадях, где выявлены небольшие залежи газа. На Убинской площади в скважине № 1 Убинская дебит газа составлял 5000 м3/сут через 30 мм штуцер. В скважине № 2 Убинская получен приток пластовой воды дебитом 43 м3/сут. При бурении шести картировочных скважин отмечены газопроявления и выбросы бурового раствора, переходящие в открытое фонтанирование газом и водой.     На Ставропольской площади антиклинальная складка в фанарском горизонте относится к разряду сложнопостроенных структур и представляет собой асимметричную антиклиналь линейную с общекавказским северо-западным простиранием. Размеры складки в пределах замыкающей изогипсы составляют 3 км по короткой оси и 14,7 км по длинной. Высота залежи – 207 м. Средневзвешенная газонасыщенная толщина – 2,04 м. Тип залежи – пластовая литологическая экранированная с газоводяным контактом на отметке минус 2757 м. Коллекторами служат алевролиты и песчаники. На данной площади опробование отложений фанарского горизонта проведено в пяти скважинах. Из скважины № 2 Ставропольская получен фонтан газа с небольшим количеством конденсата и воды. Через 6 мм штуцер приток газа составил 29 тыс. м3/сут., конденсата – 1,2 м3/сут. В остальных четырех скважинах притока либо не получено, либо получены притоки пластовой воды, иногда разгазированной, дебитами от 0,4 до 168 м3/сут.    В пределах южного склона Северо-Западного Кавказа признаки газоносности установлены в междуречье Пшада-Шапсухо на Прасковеевской, Пшадской, Архипо-Осиповской и Дефановской площадях. На Прасковеевской площади в четырех скважинах получены притоки пластовой воды с различным содержанием в ней газа. Максимальный дебит газа (3000 м3/сут через 6 мм штуцер) зафиксирован в скважине № 10 Прасковеевская, во всех остальных скважинах дебиты были несравненно малы. Максимальный дебит воды, отмеченный в скважине № 8 Прасковеевская, равнялся 4,8 м3/сут. На Пшадской площади в скважине № П-7 из отложений фанарского горизонта получен незначительный приток пластовой воды с газом. На Архипо-Осиповской площади при опробовании в скважине № Б-3 пяти объектов в фанарском горизонте получены притоки разгазированной пластовой воды дебитами от 1,6 до 100 м3/сут. На Дефановской площади наблюдалось газопроявление в отложениях фанарского горизонта.    На северном склоне в Куколовско-Красногорской зоне в результате совместного опробования отложений шишанской свиты и фанарского горизонта получен приток пластовой воды дебитом 550 м3/сут. В пределах Абинской зоны из отложений свиты на Ставропольской площади в скважинах №№ 2 и 9 наблюдались газопроявления, и был получен приток разгазированной пластовой воды. В пределах южного склона Северо-Западного Кавказа в отложениях шишанской свиты признаки газоносности установлены в междуречье Пшада-Шапсухо на Прасковеевской, Пшадской, Архипо-Осиповской и Дефановской площадях. На Прасковеевской площади в отложениях свиты открыто месторождение газа. Складка представляет собой асимметричную линейную антиклиналь, осложненную надвигом [12]. Размеры залежи составляют 0,4 км по короткой оси и 3,8 км по длинной. Высота залежи 110 м, площадь 1,3 км2. По типу залежь относится к пластовой тектонически-экранированной и имеет самостоятельный газоводяной контакт на отметке минус 800 м.     На Прасковеевской площади опробование проводилось в пяти скважинах. В скважинах №№ 4, 5 и 7 получены притоки газа с незначительным количеством воды. Дебиты газа составляли 1000–2000 м3/сут. В скважине № 6 в процессе бурения произошел газовый выброс, и эта скважина в течение двух суток фонтанировала газом и водой. Ориентировочный дебит газа составил 50 тыс. м3/сут., воды – 1080 м3/сут. В скважине № 10 получен кратковременный приток газа ориентировочным дебитом 100 тыс. м3/сут. В результате дальнейших опробований шишанских отложений в этой скважине получены притоки газа дебитами от 3 до 4 тыс. м3/сут. На Пшадской площади в результате опробования скважин      №№ П-1 и П-13 получены притоки газа дебитами 10–15 тыс. м3/сут. В скважине № 12 Пшадская и № Б-1 Архипо-Осиповская отмечены газопровления при бурении в отложениях шишанской свиты. На Дефановской площади по результатам опробования двух скважин получены незначительные притоки пластовой воды и газа. На северном склоне опробование солодкинского горизонта проводилось в одной скважине в пределах Куколовско-Красногорской зоны. В скважине № П-2 Куколовская опробовано три объекта. Из всех трех получены притоки воды с газом. Дебиты воды составили 86–350 м3/сут., газа – 2480 м3/сут.     В пределах южного склона Северо-Западного Кавказа газоносность отложений солодкинского установлена на Пшадской площади в трех скважинах.      В скважине № П-7 получен приток газа с незначительным количеством воды дебитом 605 м3/сут. В скважинах № П-13 и Б-9 отмечены газопроявления.    На южном склоне в пределах Куколовско-Красногорской зоны на Куколовской площади в скважинах № 1-П и 2-П получены притоки пластовой воды дебитом от 0,3–10,3 м3/сут. до 5000 м3/сут. В скважине № 3-П притока не получено. На Красногорской площади по результатам опробования скважины № 7 пар получены притоки пластовой воды дебитом от первых сотен литров до 4,8 м3/сут. В скважине № 8-П при опробовании получены притоки пластовой воды дебитами 90–488,5 м3/сут. Из двух интервалов получены притоки газа с максимальным дебитом 3000 м3/сут. В пределах Абинской зоны на Ставропольской площади в одной скважине (Ставропольская 4) получен приток пластовой воды с дебитом 240 м3/сут. и отмечено слабое выделение газа. На южном склоне признаки газоносности отложений свиты чепси установлены в междуречье Пшада-Шапсухо на Пшадской и Дефановской площадях. На Пшадской площади в трех скважинах (№ Б-9, П-10 и П-13) отмечены газопроявления и получены кратковременные незначительные притоки газа. На Дефановской площади при опробовании в скважине № Р-1 в отложениях свиты получены незначительные притоки пластовой воды и газа. В одном из интервалов получен фонтан газа дебитом 2,5 тыс. м3/сут. На северном склоне Северо-Западного Кавказа в пределах Куколовско-Красногорской зоны, в отложениях чаталовской свиты, отмечены незначительные водопроявления (скважина № 7-П Красногорская, № 1-П Куколовская) и получены притоки пластовой воды дебитом до 200 м3/сут (скважина № 2-П Куколовская). В Абинской зоне в скважине № Р-1 Убинская получен слабый приток газа дебитом 304,7 м3/сут через 10 мм штуцер.     Отложения нижнего мела на изучаемой территории повсеместно газоносны и только отложения бурханской свиты в пределах Куколовско-Красногорской зоны нефтеносны. Открыто два газовых месторождения: Ставропольское на северном склоне и Прасковеевское на южном. На Псифской площади открыта залежь нефти в отложениях бурханской свиты. Залежи газа установлены в бурханской свите на Ново-Крымской площади, в убинской и афипской свитах – на Ставропольской площади, в фанарском горизонте – на Убинской площади.        Верхнемеловые отложения    Нефтеносность верхнемеловых отложений на северном склоне Северо-Западного Кавказа установлена в Куколовско-Красногорской зоне. На Варениковской площади в скважине № 1-П из верхнемеловых отложений получены притоки нефти и пластовой воды дебитами, соответственно, 2,1 м3/сут      и 6–45 м3/сут. В Абинской зоне установлена газоносность верхнемеловых отложений в скважине Глубокий Яр 1000-П. Здесь был получен убывающий приток газа дебитом 2700–700 м3/сут через 5 мм штуцер и приток пластовой воды дебитом 8–10 м3/сут через 6 мм штуцер. В пределах южного склона газоносность верхнемеловых отложений установлена на Дообской площади, где в сеномане открыта залежь газа, а в междуречье Пшада-Шапсухо в отложениях натухайской свиты отмечены незначительные газопроявления в виде разгазирования глинистого раствора (Прасковеевская) и проявления пластовой воды с газом (Пшадская). Газовое месторождение на Дообской площади открыто в 1963 г. скважиной № У-2. Дообская складка представляет собой асимметричную антиклиналь северо-западного простирания. Площадь газоносности – 5 км2, высота залежи – 240 м. Коллекторами служат известняки и алевролиты.     Тип залежи пластовая сводовая. В настоящее время месторождение находится в консервации. На Дообской площади пробурены три скважины. Во всех трех скважинах из сеноманских отложений получены притоки газа и зафиксированы газопроявления при бурении. Максимальные дебиты газа составили 1–2 тыс. м3/сут.        Характеристика ловушек УВ    Как известно, основные параметры ловушек определяются их морфологией, типом коллекторов и покрышек, эффективным объемом. В пределах рассматриваемой территории выделены и (или) предполагаются различные типы ловушек УВ. В валанжин-готеривских отложениях (свита чепси) Куколовско-Красногорской зоны предполагается распространение литологически ограниченных, связанных с рифами ловушек УВ. Исходя из аналогии с Хадыженской зоной барьерного рифа, можно предположить, что залежи здесь могут быть связаны с массивными, кавернозными и трещиноватыми карбонатами верхней части свиты чепси, перекрытыми мощной глинистой толщей шишанской свиты.    На Куколовской и Красногорской площадях, пробуренными скважинами залежей газа в рифогенных отложениях не выявлено. Однако полученные высокодебитные притоки пластовой воды в условиях АВПД свидетельствуют о наличии в рифовом комплексе замкнутых резервуаров-ловушек.              Высокое содержание в воде метана указывает на наличие источников УВ. Вопрос сводится к выявлению местоположения свода ловушки и ее заполнения углеводородами. Эти два вопроса остались нерешенными в Куколовском районе. Недостаточная точность и информативность проведенных здесь сейсмических исследований дает основание предполагать, что положение наиболее приподнятых частей ловушек не было установлено. Кроме того,      в восточном направлении от Куколовско-Красногорской зоны, включая Медвежьегорскую зону, можно прогнозировать в рифогенных отложениях свиты чепси распространение аналогичных объектов.     Другая зона распространения рифогенных отложений и, соответственно, связанных с ними ловушек УВ, предполагается в Новороссийско-Лазаревском синклинории (в восточном направлении от Анапско-Гостагаевского участка – в районе Атакайской, Неберджаевской, Шапсугской антиклиналей). Основанием для выделения данной зоны является определенное сходство в истории ее геологического развития с Куколовско-Красногорской зоной, т.е. приуроченность к участкам с достаточно устойчивым прогибанием, обусловившим определенную литофациальную зональность, которая выражена как в характере распределения обломочных пород нижнего мела [2], так и, возможно, в распределении горизонтов карбонатных образований.    В нижнемеловых терригенных отложениях, где преобладают гранулярные коллекторы и глинистые покрышки, первостепенное значение для образования ловушек имеют антиклинальные структуры. В Новороссийско-Лазаревском синклинории развиты, в основном, линейные структуры протяженностью от 5–7 до 20–28 км, различной сложности строения – от относительно простых, слабонарушенных, до интенсивно нарушенных взбросо-надвигами [11–15]. С такими структурами связаны антиклинальные ловушки на Мирной Балке и Ставропольской площадях, где выявлены залежи газа. К аналогичным структурам следует отнести также Западно-Кутаисскую, Агойскую и Туйскую антиклинали.    Большая часть антиклиналей синклинория имеет принадвиговую природу. В строении таких структур выделяется две различные части: верхняя аллохтонная и нижняя поднадвиговая, каждая из которых может быть ловушкой. Надвинутые крылья антиклиналей могут образовывать антиклинальные тектонически-экранированные ловушки [11, 15]. В поднадвиговых зонах, методические аспекты опоискования которых слабо разработаны, условия сохранности залежей достаточно хорошие [14]. М.И. Бахтиным (1995), на основании анализа распространения гранулярных коллекторов, наличия покрышек и форм залегания, к числу перспективных для образования ловушек в нижнем мелу отнесен целый ряд антиклиналей, где ловушки связываются с коллекторами свит шапсухо, убинского и фанарского горизонтов. При изучении гранулярных коллекторов установлено, что они могут быть встречены и в других частях нижнемелового разреза. Поэтому существует вероятность формирования маломощных невыдержанных по латерали коллекторов в апт-альбских отложениях. В связи с этим, предполагаемые нижнемеловые структуры на данной стадии геолого-геофизической изученности, могут быть отнесены к условно перспективным с точки зрения образования ловушек УВ.    Складчато-надвиговыми структурами контролируется и образование ловушек, связанных с трещинными коллекторами в карбонатном флише верхнего мела. Факт существования таких ловушек установлен открытием газовой залежи в сеноман-туронских отложениях в своде Дообской антиклинали. Залежь газа выявлена структурным бурением в своде антиклинали относительно простого строения, которое с глубиной оказалось более сложным за счет небольшого подворота принадвигового южного крыла. Глубина залежи – 935–1180 м, интервал газоносности определяется в 245 м, ГВК принят на отметке – 820 м.    Образование ловушки и залежи определяется развитием интенсивной трещиноватости в своде антиклинали и формирования над ней покрышки. В сводовую зону трещиноватости, как наиболее проницаемую, устремляются газообразные и жидкие флюиды, образуемые в процессе катагенеза РОВ в подстилающем нижнем мелу. По мнению М.И. Бахтина (1995), в процессе катагенеза РОВ совместно с образованием УВ выделяются углекислый газ и вода, которые в условиях пластовых температур превращаются в агрессивный гидротермальный раствор. Восходящие потоки этого раствора, растворяя карбонаты в низах трещиноватой зоны, при вхождении в зону с более низкими температурами выделяют кальцит, который цементирует трещины, создает покрышку. Одновременно с поверхности, по трещинам поступают инфильтрационные воды, из которых выпадает глинисто-карбонатный осадок, образующий сверху слабопроницаемую зону – верхнюю часть покрышки. Образуемые таким образом покрышки приобретают контуры антиклинали. Но неоднородность зон трещиноватости и цементации искажают сводовую форму покрышек, образуют массивную форму залежи. В верхнемеловых отложениях, вскрытых скважинами на Южно-Натухаевской, Новомихайловской, Южно-Тенгинской площадях, несмотря на газопроявления в процессе бурения, залежи газа не установлены, что следует связывать с отсутствием необходимых условий для образования ловушек. Тем не менее, анализ строения региона и Дообской структуры позволили М.И. Бахтину (1995) предположить наличие ловушек рассмотренного типа и в других верхнемеловых структурах. К числу структур, благоприятных для образования ловушек рассмотренного типа, отнесены крупные, практически ненарушенные разрывами антиклинали: Большого Тоннеля, Семисамская, Анапско-Раевская и др.        Перспективы нефтегазоносности    Таким образом, как следует из вышеизложенного, нижнемеловые отложения имеют мощные пласты и отдельные пачки песчаников с хорошими петрофизическими свойствами, которые являются коллекторами для скопления УВ. К ним относятся карбонатные образованиия свиты чепси и песчаные разности пород свит шишанской и афипской, горизонтов фанарского, убинского и свиты шапсухо.    Следует отметить, что нижнемеловые песчаные горизонты представляют собой ограниченные по протяженности и площади песчаные тела линзовидной линейной формы, прослеживающиеся вдоль древних поднятий и резко изменяющие толщину в наиболее приподнятых частях. Повышенные коллекторские свойства связаны с зонами больших толщин песчаников. Резкое ухудшение коллекторских свойств, одновремено с уменьшением толщины песчаников отмечается к сводам конседигенных поднятий. Перспективная для поисков залежей УВ на северном склоне Северо-Западного Кавказа зона развития биогермных и органогенно-обломочных известняков свиты чепси протягивается вдоль северного склона от реки Убин до Гостагаевской площади и далее на запад, где она погружается под чехол кайнозойских отложений.   Зона характеризуется значительными толщинами карбонатных образований, высокими коллекторскими свойствами, наличием надежной глинистой покрышки. Возможно, сходная зона карбонатообразования прогнозируется и на южном склоне. Предположительно, она должна охватывать Верхнекуматырский структурный выступ, Атакайскую и Адербиевскую антиклинали.    Зона распространения отложений фанарского горизонта с довольно хорошими коллекторскими свойствами (пористость 7,8–22 %, проницаемость 5–303 10–3 мкм2) прослеживается от реки Абин в восточном направлении, охватывая Убинскую, Ставропольскую площади и междуречье Псекупс-Шебш. На Убинской площади в отложениях фанарского горизонта открыта залежь газа, на Ставропольской площади при испытании и опробовании пачек были получены притоки газа с небольшим количеством конденсата, а также разгазированная пластовая вода. Коллекторские свойства в этой зоне обусловленны межзерновой пористостью и, частично, тектонической трещиноватостью.    На южном склоне Северо-Западного Кавказа песчаники и алевролиты фанарского горизонта имеют пористось 5–13,5 %, проницаемость 6,3–29·103 мкм2. При опробовании пачек обломочных пород на Прасковеевской и Архипо-Осиповской площадях были получены притоки газа, достигавшие 3 тыс. м3 /сут, пластовой слабо минерализованной воды с растворенным газом до 4,8 м3.  Результаты опробования дают основание считать песчаники фанарского горизонта хорошими коллекторами для скопления в них нефти и газа. Коллекторские свойства их обусловлены межзерновой пористостью и тектонической трещиноватостью.     В восточном направлении от вышеперечисленных площадей наблюдается уменьшение толщины коллекторов и ухудшение коллекторских свойств горизонтов обломочных пород, но, несмотря на это, предполагается зона развития коллекторов и в междуречье Джубга-Нечепсухо, в том числе и на Южно-Тенгинской площади. Среди глин афипской свиты развиты отдельные песчаные пласты и прослои в районе Убинской и Ставропольской площадей, а также в междуречье Псекупс-Шебш. На северном склоне их хорошие коллекторские свойства подтверждены при бурении глубоких разведочных скважин на Ставропольской площади: получены притоки минерализованной воды (дебит воды 800–900 м3/сут) с газом, при промывке скважин наблюдалось разгазирование глинистого раствора, а в одном из пластов песчаника установлено наличие газовой залежи.    Юго-восточнее, в междуречье Псекупс-Шебш, в нижней части афипской свиты прослеживается одна, иногда две пачки песчаников. Песчаники характеризуются пористостью насыщения 5,1–27,2 % газопроницаемостью до 903–2500·103 мкм2. Их коллекторские свойства обусловлены, в основном, межзерновой пористостью и, в меньшей степени, тектонической трещиноватостью. На южном склоне, Северо-Западного Кавказа в районе Пшадской, Архипо-Осиповской, Северо-Пшадской площадей, из отложений афипской свиты были получены незначительные притоки газа, воды с растворенным газом, наблюдалось разгазирование глинистого раствора. Песчаники, встреченные в толще обломочных пород афипской свиты, характеризуются пористостью 4–14,8 % и проницаемостью от 2–13,2·103 мкм2 до 27,5–79·103 мкм2.     Из приведенных данных видно, что песчаники афипской свиты на перечисленных выше площадях являются породами-коллекторами для скопления в них залежей газа и нефти. Коллекторские свойства их обусловлены межзерновой пористостью и тектонической трещиноватостью. Восточнее и юго-восточнее, на Дефановской и Подхребтовой площадях, разрез афипской свиты становится более глинистым, и пластов с удовлетворительными коллекторскими свойствами здесь выявлено не было. Следует отметить, что в северо-западном направлении от Прасковеевской площади наблюдается развитие нижней пачки обломочных пород афипской свиты и не исключено, что она там будет иметь пласты обломочных пород с удовлетворительными коллекторскими свойствами.    Убинский горизонт на северном склоне развит на площадях Убинской и Ставропольской и немного западнее. Пористость песчаников достигает 21–23 %, проницаемость до 127·103 мкм2. Их хорошие коллекторские свойства подтверждены при бурении глубоких разведочных скважин: получены притоки газа до 44 тыс. м3/сут, минерализованной разгазированной воды дебитом до 72 м3/сут.    В восточном направлении, в междуречье Шебш-Псекупс, толщина убинского горизонта уменьшается, и коллекторские свойства ухудшаются. Коллекторские свойства здесь обусловлены, в основном, тектонической трещиноватостью и, в меньшей степени, межзерновой пористостью.     На южном склоне пористость песчаников и алевролитов убинского горизонта составляет 8–14 %, проницаемость 4–12·103 мкм2. На основании приведенных данных выделяется зона развития коллекторов в убинском горизонте. Предполагается, что зона коллекторов протягивается на запад до окончания Атакайской структуры. В разрезе свиты шапсухо, на северном склоне, песчаники появляются восточнее реки Убин и распространяются вплоть до Ставропольской и Убинской площадей, где толщина их достигает 20–25 м. Распространение песчаников носит локальный характер. На Ставропольской площади из этих отложений получен приток газа до 1000 м3/сут. Это позволяет говорить о наличии в свите шапсухо коллекторов с удовлетворительными коллекторскими свойствами. В западной части северного склона в разрезе свиты шапсухо коллекторов не отмечается.    На южном склоне, песчаники и алевролиты свиты шапсухо характеризуются пористостью насыщения 3–16 % и газопроницаемостью 2–8·103 мкм2, реже до 20·103 мкм2 (междуречье Вулан-Пшада), в районе Дефановской антиклинали – пористостью насыщения от 9 до 22 %, газопроницаемостью 1–7·103 мкм2, иногда от 14 до 24·103 мкм2. На площадях Архипо-Осиповской, Пшадской, Северо-Пшадской из отложений свиты шапсухо наблюдались незначительные газопроявления и водопроявления с газом, получен приток газа более 600 м3/сут. На расположенной восточнее Дообской площади получен приток пластовой воды, насыщенной растворенным газом. Из приведенных данных видно, что песчаники афипской свиты на перечисленных выше площадях являются породами-коллекторами для скопления в них залежей газа и нефти. Коллекторские свойства их обусловлены межзерновой пористостью и тектонической трещиноватостью. Среди верхнемеловых флишевых отложений наибольший интерес, как возможные колекторы, содержащие УВ, представляют сеноман-туронские отложения. Из этих отложений на Дообской площади при опробовании наблюдалось выбрасывание глинистого раствора, получен приток минерализованной воды с растворенным газом, а из известняков – приток газа. Карбонатные породы сеноманских отложений являются здесь трещиноватыми, кавернозно-трещиноватыми, гранулярно-трещиноватыми. К западу от Дообской площади, на Анапско-Раевской, Семисамской и Борисовской антиклиналях можно предположить наличие аналогичных коллекторов в сеноманских отложениях.        Работа выполнена при поддержке РФФИ (грант 11-05-00857-а); ФЦП «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009–2013 годы», проекты 2012-1.2.1-12-000-1007-015(Соглашение № 14.B37.21.1258), 2012-1.1-12-000-1006-006 (Соглашение № 14.B37.21.0582).','./files/3(50)/79-92.pdf','','','ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА','GEOLOGY, EXPLORATION OF OIL AND GAS','79-92');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('3','2013','2014-2-27 16:12:27','Опыт корректировки параметров регионального подземного притока в реки по гидрохимическим и гидрогеохимическим данным','Hydrochemical and hydrogeochemical data through','           В статье рассматриваются проблемы региональной оценки подземного притока в реки. Было показано, что точность определения приращения подземного стока в реки зависит от погрешности измерения расходов воды и изменения величины подруслового стока. Для корректировки приращения подземного притока на расчетных участках реки, особенно на тех, где резко изменяется литология подрусловых отложений, необходимо комплексное использование гидрометрических и гидрохимических методов. В данной статье показано, что с точки зрения организации водоснабжения из подземных и поверхностных источников наиболее перспективны участки рек, где линейные модули разгрузки подземных вод в несколько раз или на порядок выше фоновых значений. Описаны методы выявления участков интенсивной разгрузки подземных вод гидрохимическими и гидрологическими методами, что значительно упрощает проведение ГРР на подземные воды. Для более точного определения количественной характеристики подземного притока используется управление руслового гидрохимического баланса, основанное на известном законе сохранения массы. Исследуемый район Верхней Волги является областью повышенной разгрузки подземных вод из глубоких водоносных горизонтов. Известно, что содержание отдельных макрокомпонентов – кальций, магний, натрий, хлор, сульфаты, гидрокарбонаты, а также суммарная минерализация в подземных водах – в 2–3 раза больше, чем в речных водах Верхней Волги, в период низкого стока. Это обстоятельство позволяет точнее определить приращение ионного стока отдельных макрокомпонентов или их суммы, а также параметры регионального подземного притока на речных участках. Причем измеряемый меженный сток не должен превышать более 30–40 м3/сек. ','           The article deals with the problems of regional estimation of groundwater to rivers. It was shown, that the exactness of definition of increase of underground flow to rivers very often depends on the mistake water expenditure measuring, and the changing of underbed flow parametre. For the correction of groundwater discharge at certain river sections the complex use of hydrometrical and hydrochemical methods are necessary especially at those where lithology of underflow deposits changes sharply. This article shows that in the context of opening up of water supply from underground and surface sources those river stretches where linear modulus of underground water discharge are several times as many as background values or a sequence higher of such values are the most perspective ones. Methods of detection of areas of intensive underground water discharge with the use of hydrochemical and hydrological methods are described, thus significantly simplifying the conduct of geological prospecting work with respect to underground waters. For the purpose of more precise determination of quantitative characteristics of underground water inflow the equation of channel hydrochemical balance is used, which is based in the well-known law of conversation of mass. The Upper Volga Region that is under research is the region of higher underground water discharge from deep underground reservoirs. It is known, that the concentration of separate macro-components – calcium, magnesium, sodium, chlorine, sulphates, hydrocarbons and also total mineralizing in underground water that is 2-3 times more than in river water of the Upper Volga during the period of low drain. This circumstance allows defining more exactly the ion flow increment of some macro-components and their sum and also the parameters of regional underground onflow at river sections. At that, the measured low-water flow must not by more than 30-40 m3/sec. ',',177,','подземные,речные,поверхностные воды,очаг,участок разгрузки,геолого-структурный анализ,гидрохимическое опробование,термометрическая,гидрометрическая съемка,ионный сток,водпост,комплексный метод','underground waters,river waters,surface waters,source area,discharge area,geological and structural analysis,hydrochemical testing,thermometric,hydrometric survey,ion flow,hydzopost complex method,','Введение         Как известно, большинство рек Европейской части России в меженный период переходят на подземное питание. Гидрохимические показатели речных вод в это время отличаются повышенным содержанием отдельных ионов или их суммы – Na˙, Cl’, SO4’’, HCO3’, Mg˙˙, Ca˙˙, ρобщ, которое характерно для глубоких подземных вод [9], исключая воды четвертичных и аллювиальных отложений, не смешанных с напорными водами. Параметры подземного притока в реки зависят от многих гидрологических, геологических и гидрогеологических факторов [14, 15]. А именно, от водообильности водоносных горизонтов, интенсивности их питания, глубины эрозионного вреза водотоков и долин и дренирующего их воздействия, литологических и геолого-структурных условий (рис. 1). Причем отдельные геологические факторы могут значительно изменить общий фон разгрузки подземных вод в реки (рис. 2).    Ранее подземный приток в реки определялся генетическим расчленением гидрографа. В последние годы в качестве его нормы используются среднемноголетние минимальные 30-дневные расходы зимней межени. Эти расчетные данные часто приводятся в гидрологических монографиях и отчётах и характеризуют подземный сток всего речного бассейна [5, 11].    При проведении геологоразведочных работ на подземные воды в речных долинах обязательным является выполнение детальной гидрометрической съемки в период низкого меженного стока. В комплекс сопутствующих работ входят геолого-структурный анализ бассейна реки, термометрия, гидрохимическое опробование речных и подземных вод. Проводимые исследования позволяют выявить местоположение перспективных участков повышенного подземного притока в реки – возможных очагов разгрузки напорных и грунтовых вод, стоковые характеристики которых наиболее интересны для специалистов-гидрогеологов и гидрологов.    Как показывает практика, меженная гидрометрическая съемка не всегда позволяет с достаточной точностью определить параметры подземного стока из-за стандартной ошибки измерения расхода воды – 3,5÷5,0 %. По расчетам Государственного гидрологического института «на реках с минимальным расходом более 10 м³/сек погрешность определения притока подземных вод по методу руслового баланса (при погрешности разницы в 7 %) на трехкилометровом участке может составлять около 60 тыс. м³/сутки, а это величина крупного месторождения». Кроме этого технического фактора на точность расчета приращения подземного стока (∆Qподз) может влиять изменение подруслового стока, которое связано с различием в литологии подрусловых отложений (рис. 3).    Следует отметить, что подрусловый сток – трудно определяемая гидрогеологическая характеристика, особенно на средних и больших реках. И его изменения – в сторону увеличения или уменьшения – искажают истинную картину интенсивности разгрузки подземных вод при проведении анализа результатов меженной гидрометрической съемки.    В частности, при значительном возрастании подруслового стока его подпитывание в период низкого стока происходит за счёт подземного притока, сформированного на расчётном участке реки или за его пределами [15]. В другом случае при выклинивании подруслового стока происходит завышение минимальных расходов воды при проведении меженной гидрометрической съёмки.    Во всех подобных ситуациях, чтобы минимизировать погрешность определения подземного притока в реки, предлагается для его корректировки применять комплексный гидрологический метод, в котором в тесной взаимосвязи используются гидрометрические и гидрохимические данные.    В этой статье приводятся примеры использования новой методики в Тверской области, для самого верхнего участка р. Волги, исток – г. Старица, LL350 км, где естественный гидрологический режим наблюдался до строительства Вазузской гидросистемы в 1977 г. при минимальных сбросах с Верхневолжского водохранилища ( Qсбр.^ 1куб/сек), расположенного в истоковой части бассейна (рис. 4).     Как известно, из-за значительного эрозионного вреза, более 100 м., волжский водоток ниже села Ельцы дренирует глубокие водоносные горизонты, которые характеризуются большей минерализацией, чем грунтовые и речные воды (табл. 1).                           Теоретические основы предлагаемой методики         Теоретической основой предлагаемого метода является известное аналитическое выражение баланса растворенных веществ в речных водах до и после их взаимодействия с более минерализованным подземным водным потоком на расчетном участке реки:         Уравнение руслового ионного (солевого) баланса     для исследуемого участка реки на дату измерения меженного стока    ∆ =  –  – ∑(1)где ∆ – приращение ионного стока одного или группы макрокомпонентов на расчетном участке реки, г/сек; ,  – ионный сток одного или группы макрокомпонентов в начальном и конечных створах реки, г/с; ∑ – суммарный ионный сток одного или суммы макрокомпонентов по всем притокам, г/с.     Далее с уравнением (1) проводим следующие преобразования:∆ = ∆ × подз. ;        =  × КС ;∑ = ∑ × прит. ;         =  × НС ;где  ;  ; ∑ – измеренные расходы воды в начальном и конечном створах реки и сумма частных расходов всех боковых притоков, м³/с; ∆ – приращение меженного стока между конечным и начальным створами рек, вычисленное по гидрометрическим и гидрохимическим данным, м³/сек; НС ; КС ; прит. – средневзвешенное содержание отдельных ионов или их суммы в начальном и конечном створе главной реки и на боковых притоках мг/л или г/м³; подз. – средневзвешенное содержание отдельных ионов или их суммы в подземных водах, мг/л или г/м³.          Затем уравнение (1) можно представить в следующем виде:     ∆ × подз. =  × КС – ∑ × прит. –  × НС ;∆ = ( × КС – ∑ × прит. –  × НС) / подз.        (1а)     или     ∆ = ∆ / подз.                   (1б)         Важной задачей в этих расчётах является выделение речных участков с повышенным подземным притоком. Их возникновению часто способствуют очаги разгрузки напорных вод, генезис которых и их геохимическое значение рассматривались в научных работах А.М. Овчинникова [10] и А.А. Дзюбы [7].        Некоторые особенности использования комплексного    гидрологического метода в исследованиях подземного стока        а) Региональная оценка подземного притока в реки    Региональные исследования подземного стока проводятся на протяженных участках рек – от нескольких десятков до ста километров и более. При этом часто используются материалы наблюдений за меженным минимальным стоком на стационарных и временных гидропостах разных ведомств. При проведении экспедиционных гидрометрических работ в период низкой межени, в качестве аналогов используются ближайшие стационарные водпосты; на зарегулированных реках – опорные участки с известными параметрами подземного притока.    Гидрохимические характеристики речных и подземных вод, заимствованные из гидрологических и гидрогеологических справочников [2, 3, 5, 8] очень часто приводятся для одиночных проб, которые не всегда являются репрезентативными для всего руслового, водного или подземного потоков. Поэтому рекомендуется выполнять несколько выборок этих данных. Причем выписка гидрохимических характеристик рек должна производиться для меженных периодов близкой низкой водности за разные годы.    При расчётах подземного притока в реки с использованием гидрогеохимических характеристик напорных вод необходимо учитывать только те артскважины, где отметки дна (забоя) и горизонта их опробования близки к глубине дренирования водоносных горизонтов волжским водотоком.    Результаты гидрогеохимического опробования родникового стока также могут служить основой корректировки параметров подземного стока. При этом водно-солевые характеристики этих источников несколько ниже, чем в артезианских водах, но довольно высокие по сравнению с речными водами (табл. 1). В конечном итоге ионометрические характеристики родникового стока или артскважин определяются как средневзвешенные величины для протяжённых участков рек:подз. = [0,5 (p1n+ p2n)l1,2+0,5(p2n+ p3n)l2,3+.......0,5(pi-1n+ pin)li-1, i]: L            (2),где подз. – средневзвешенное содержание макрокомпонентов или их суммы в родниковом стоке или скважинах на расчётном участке реки, мг/л; г/м3; p1n,p2n,…….pin – содержание макрокомпонентов или их суммы в отдельных родниках или скважинах, расположенных в прирусловой и долинной частях расчётного участка реки, мг/л; г/м3; l1,2 ; l2,3;…… li-1, I – длина отрезка реки между точками гидрогеохимического опробования, км; L – длина расчётного участка реки, км.    При определении гарантированного подземного притока в речные системы необходимо максимально учесть возможные погрешности измерения меженного стока. Для этого его расходные характеристики в начальном створе –  и на боковых притоках – ∑ увеличиваем на 3,5 %, а в конечном створе измеренный сток –  уменьшаем на 3,5 % , т.е. на стандартную ошибку измерения расхода воды (табл. 2а, 2б).        Полученное приращение подземного притока для расчетного участка реки – ∆ можно привести к обеспеченности – ρ = 50, 75, 95 % , с помощью переходных коэффициентов, которые вычисляются по ближайшим водпостам – аналогам или опорным участкам рек – для зарегулированных рек.    На протяжённых участках рек, более 50 км, из-за малого объёма гидрохимических и гидрогеохимических данных расчёты по предлагаемому методу являются приближёнными (табл. 2б), если не проводятся дополнительные полевые исследования минерального состава этих природных вод.              Таблица 1       Химический состав речных и подземных вод, ионный сток р. Волги и ее притоков в меженный период (март 1962 года и сентябрь 1976 года) по исходным данным Росгидромета и Роснедра      Естественный водный режим до строительства Вазузской гидросистемы в 1977 годуВодныйобъект,створПлощадьводосбораFвод. км2Расстояниеот истокаили доустья, дляпритоков, кмИзмер.Q,м3/секРечные водыПодземные водыКонцентрация ионов, мг/л онный сток г/сек№ скважиныили родника,лит-источник[  ]Местоположение скважинРасстояние от истока, кмГлубина отбора проб, мКонцентрация ионов, мг/лCaooMgooNao+KoHCO’3SO4’’Cl’∑pобщ.CaooMgooNao+KoHCO’3SO4’’Cl’∑pобщ.Исток р. Волга: оз. Пенов/п Пено-40-21,43,31,373,24,92,9107,5----------Верхний приток из оз. Селигер  р. Селижаровка в/п Яровик2390119(22)11,120,92323,4388,89877,58608,0898,190127,41414скв.25[9]п. Селижарово11933-3572,116,00,43001,00,5380р. Волгав/п Ельцы913016226,030,57936,51693,899115,930137,31895,1133170,14423скв.35[9]родник 11а[8]родник 11б[8]п. Мол. Туд.,с. Першиноустье р. Млинга20721421862-67--59,649,552,519,516,015,68,02,532,2026823822712,0--10,5--390307308р. Волгав/п Ржев1220026432,836,612008,02625,9194147,648418,32724,3141211,36931скв.4[10]родник 24[8]г. Ржев26480,0-61,757,549,624,035,338,0298321,0135,16,641,848,0640500р. Волга г. Зубцов12900289-32,9-7,1-(10,8)-140,3-8,5-5,9-206,2-скв.2[10]родник 34[8]родник 32[8]г. Зубцовнижег. Зубцова28930631690,0--43,484,476,271,519,928,158,7-20,4255207322162,02,9-86,885,053,0700400500Р. Вазуза в/п Золотилово5510(24)8,3068,256626,62218,268337,228008,8737,058456,83791----------р. Осуга, в/п Коротнево123013(13)0,6968,14723,81611,88331,82299,96,86,34,3452,1312----------р. Волга, в/п Старица2110035346,245,2208810,548513,2610199,5921710,44805,0231284,713153скв.3[9]родник 7[8]родник 16[8]г. Старицавыше города г. Старица35333835350-70--33,129,077,130,814,017,113,15,08,4286,915022014,9--5,510,09,6410210300               Таблица 2а       Примеры корректировки приращения подземного притока Верхней Волги      по гидрохимическим данным на протяжённых речных участках. Летняя осенняя межень, август 1963 г. Кводн = 0,75      Расчетный участок р. Волги: п. Селижарово – в/п Ельцы, L = 43 км.      Отсутствие крупных боковых притоков                  Река, створДата измерения стокаи отбора проб водыРасстояние от истока,Lист , кмПлощадь водосбора,Fs , км2Измеренный расход,Qизм. , м3/секПринятый расход, Qприн , м3/секРечные водыПодземные водыПриближенный расчетгх , м3/сек.Концент-рация ионов ρ, мг/лИоный сток,р, г/секПрираще-ние ионного стока ∆Р, г/сек.№  скважины,литературный источникМестополо-жение скважиныКонцентрация ионов, мг/лHCO′3общ. минер.ρобщHCO′3общ. минер.ρобщHCO′3общ. минер.ρобщHCO′3ρобщпо ионуHCO3по общей минер., ρобщсредн.в скважинесредн.в скважинесредн.1. р.Волга, п.Селижарово, ниже устья р.Селижаровки20.081963119740014,014,5 (+3,5%)74,611910821726Р2-Р11141Р2-Р1149525[9]п. Селижарово2702853803851141:285 = 4,01495:385 = 3,93,91,6*2.р.Волга,в/п Ельцы– " –162913018,217,6(3,5%)126,31832293322135[9]в 45 км нижев/п Ельцы300390Таблица 2б Расчетный участок р. Волги: в/п Ржев — в/п Старица (исключая р. Осугу и р. Вазузу), L = 89 км, март 1962 года, Кводн  ≈ 1,0      Река, створДата измерения стокаи отбора проб водыРасстояние от истока,Lист ,  или от устья Lу, кмПлощадь водосбора,Fs , км2Измерен-ный расход,, м3/секПринятый расход, , м3/секРечные водыПодземные водыПриближен-ный расчет n , м3/сек по ионам (Na˚+Cl′)родник. стокаКонцент-рацияионов (Na˚+Cl’), мг/лИонный сток P, г/секПрираще-ние ионного стока на расчетном участке ∆Р, г/сек исключая р. Вазузу и р. Осуга№  род-никаМестоположе-ние родникаКонцентрация (Na+Cl), мг/л1. р.Волгав/п Ржев31.03.1962Lист = 2641220032,834,0 (+3,5%)10,2347P2-P1-P3-P4=∆Р = 298в родникесредн.∆Р : ρсрподз =298:63 = 4,71,1*2. р.Волгав/п Старица– " –Lист = 3532110046,244,5(-3,5%)18,2810№24№26г.Ржев8680633. р.Вазузав/п Золотилово– " –Lу = 2455108,308,70 (3,5%)15,2132№34№32нижег. Зубцов85754. р.Осугав/п Коротнево– " –Lу = 1312301,641,80 (+3,5%)18,133№7№16г.Старица1518         Примечание: 1,6* и 1,1* - норма приращения подземного притока м3/сек, определения традиционными гидрометрическими методами, без учёта увеличения подруслового стока и изменениях в литологии [15].       Таблица 3      Электропроводность речных вод по длине Верхней Волги:      исток – г. Старица Кводн = 1,5; т воды = 18–190      Данные Верхневолжской экспедиции на 1–23. VIII. 2005 года [15]            створыхарактрис-тики      выше п.Селижарово      ниже п.Селижарово      д.Тростино      ниже р.М.Коша      д.Балаши      выше р.Тудовка      выше г.Ржева      выше г.Зубцова      ниже с.Родня      ниже г.СтарицаL, км от истока      117      125      138      144      175      206      250      287      332      356Электропроводность, мкСм/см      100      132      140      145      157      163      188      200      223      229          б) Детальные исследования подземного притока в реки    Как известно, полевые гидрологические изыскания выполняются на начальном этапе геологоразведочных работ на подземные воды, и целью их проведения является выявление очагов интенсивного подземного притока в реки. Как правило, за некоторым исключением [14], организация береговых водозаборов из подземных водных источников производится на тех участках рек, где линейные модули разгрузки подземных вод довольно высокие и достигают значений 100÷200 л/сек на 1 км длины водотока.    Такие зоны повышенного подземного притока в реки очень часто приурочены к тектоническим нарушениям [7, 10], где наблюдаются дробление и усиленная трещиноватость водовмещающих пород, а также температурные и гидрохимические аномалии (рис. 2). Большое значение для выявления зон интенсивной разгрузки подземных вод в реки имеет корректное проведение гидрохимического опробования речных и подземных вод, которое совместно со стоковыми и температурными измерениями позволяет выявить местоположение очагов разгрузки подземных вод [14].        Общие выводы    Предлагаемый комплексный гидрологический метод можно использовать как вспомогательный гидрохимический способ корректировки регионального подземного стока в реки, наряду с традиционными гидрологическими методами его определения [11]. И только в тех случаях, когда минимальный меженный сток рек не превышает 30÷40 м³/сек, и существуют большие различия в химизме подземных и речных вод, более чем в 2 раза по отдельным ионам или их сумме.     Новую методику можно применять на тех участках рек, где резко изменяется литология подрусловых отложений, и вместе с этим наблюдается увеличение или уменьшение подруслового стока. Необходимо отметить, что минимальная абсолютная погрешность определения приращения подземного притока (∆Qподз) по новому методу, на участках рек более 10 км и при измеренных меженных расходов – 10–30 м3/сек может составлять 1–2 м3/сек.        В то время, как при использовании традиционного гидрометрического метода в неоднородных гидрологических условиях ошибка измерения ∆Qподз значительно превосходит эту указанную величину (табл. 2а и 2б). Существенное значение в данных исследованиях имеет корректный отбор проб воды из поверхностных и подземных источников, которые должны быть осредненными по всему контуру живого сечения реки или по площади выклинивания подземных вод.    Независимо от степени детализации подземного стока рек, количество проб воды из поверхностных и подземных источников можно резко сократить, предварительно выделяя в них однородные участки по узким интервалам Емк См/см, путем частых измерений электропроводности водных масс, которые зависят от их общей минерализации и температуры. Детальные исследования подземного притока на коротких речных участках (3–10 км), когда фактическое ∆Qподз менее 1 м3/сек, предполагают точные определения в водных пробах концентраций основных макрокомпонентов или их суммы,     с оптимальной погрешностью их расчета – 0,1 мг/л и 1 мг/л соответственно. Но на практике современные лабораторные методы химанализа природных вод позволяют выявить содержание отдельных основных ионов и их суммы   с относительно высокой ошибкой – 10–15 % [4]. По этой причине, а также из-за малого объема приращения ионного стока на небольших участках рек применение гидрохимических методов для количественной оценки подземного притока при детальных его исследованиях представляется весьма затруднительным. Но вместе с тем не исключается обязательное проведение ионометрии природных вод, с целью уточнения границ участков повышенного подземного притока.    В будущих исследованиях подземного притока на Верхней Волге, для контроля качества химанализов природных вод необходимо составление универсальных для речных и подземных вод тверского Верхневолжья региональных эмпирических формул связи общей минерализации с электропроводностью и концентрацией отдельных ионов, определяемых с высокой точностью. В свою очередь, эти «надежные» макрокомпоненты могут содержаться в природных водах в строгом соотношении или в ассоциации с другими ионами, измеряемыми с большой аналитической погрешностью, что позволяет контролировать их содержание в отобранных пробах воды по установленным уравнениям их связи [9]. Математические выражения соотношений отдельных основных ионов или с их суммой в речных водах для периода низкого стока могут быть получены по водпостам. Эти водостопы расположены вблизи расчётного участка водотока и имеют длительный ряд наблюдений за химическим стоком [9]. В подземных водах химические взаимосвязи макрокомпонентов определяются по всем скважинам, расположенным в районе проводимых исследований, в зависимости от глубины гидрогеохимического опробования.    В заключении следует отметить, что использование кондуктометрии, т.е. результатов измерений водной электропроводности (Емк См/см), часто дает более надежные оценки химического режима подземных и поверхностных вод, до и после их взаимодействия, чем традиционные методы расчета общей минерализации (для природных вод одинакового гидрохимического класса [13], при rобщ ^ 1 г/л).','./files/3(50)/92-110.pdf','','','ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА','GEOLOGY, EXPLORATION OF OIL AND GAS','92-110');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('3','2013','2014-2-27 16:12:27','Новые сведения о нефтеносности Таманского полуострова','New information on Taman Peninsula oil potential','           В результате геологоразведочных работ на Таманском полуострове, поисково-оценочным бурением скважины № 1 установлен факт нефтеносности сарматских отложений структуры Близнецы. Скважина была пробурена до глубины 953 м, достигла вехнемайкопских отложений и полностью вскрыла миоценовый разрез. Структура выявлена работами сейсмических партий «Краснодарнефтегеофизика» в 1979, 1982 гг. и «Ставропольнефтегеофизика» в 2006г. Структура была закартирована по основным региональным отражающим сейсмическим горизонтам: S – сарматский ярус верхнего миоцена, Kg – караганский ярус среднего миоцена, Mkp – кровля майкопских отложений. Структура приурочена к восточной части Карабетовской антиклинальной зоны, на западе примыкает к периклинали антиклинальной складки «Чиркова», на востоке – «Западно-Нефтяной». На севере кулисообразно, через узкий прогиб, сочленяется с антиклиналью «Фанагорийская», на юге через широкий прогиб со складкой «Поливадина». Ловушки УВ в миоценовых отложениях являются сложно-экранированными – контролируются тектоническими и литологическими экранами. В сарматских отложениях наличие коллекторов, связано с трещиноватыми, местами кавернозными мергелями. Структура Близнецы сформирована процессами майкопского диапиризма Таманского полуострова, в сводовой части присутствует зона выхода сарматских, караган-чокракских и верхнемайкопских отложений на дневную поверхность. Промышленный приток нефти (qн = 1–2 т/сут) получен из средне-сарматских отложений. Наблюдение за притоком во время зарегистрированного землетрясения подтверждает тектоническую взаимосвязь между структурами Таманского полуострова. Выявление данного месторождения нефти увеличивает перспективы нефтегазоносности как отдельно Карабетовской антиклинальной зоны, так и Таманского региона в целом. Однако остается открытым вопрос об углеводородном насыщении ловушек этого возраста, в структурах Карабетовской антиклинальной зоны. ','           As a result of prospecting works on the Taman peninsula, search and estimated drilling of a well No. 1 established fact of an oil content of sarmatian sediments of structure Twins. The well has been drilled to depth of 953 m, having reached upper maikop sediments, has completely opened a Miocene cut. The structure is revealed by works of seismic parties "Krasnodarneftegeofizikas" in 1979, 1982г and "Stavropolneftegeofizika" in 2006г. The structure was map on the main regional reflecting seismic horizons:                 S–Sarmatian circle of the top Miocene, Kg – karagan circle of an average Miocene,        Mkp – roof of Maikop. The structure is dated for east part of the anticlinal zone Karabetovskay, in the West adjoins to periclinal "Chirkov’s" anticlinal fold, in the east – "West Oil". In the north echelon, through a narrow deflection, it is jointed with an anticline "Fanagoriysky", in the south through a wide deflection with "Polivadin’s" fold. UV traps in Miocene deposits are difficult экранированными – are supervised by tectonic and lithological screens. In Sarmatian deposits existence of collectors, is connected with creviced, places cavernous marls the Structure Twins is created by processes of a Maikop diapirism of the Taman peninsula, at a domal part there is a zone of an exit of Sarmatian, karagan-chokraksky and upper maikop sediments on a day surface. Industrial inflow of oil (Qn=1-2 t/day) is received from average-Sarmatian sediments. Supervision over inflow to time of the registered earthquake confirms tectonic interrelation between structures of the Taman peninsula. Identification of this oil field increases prospects of a petroleum potential both separately Karabetovsky anticlinal zone, and the Taman region as a whole. However, there is open a question of hydrocarbon saturation of traps, this age, in structures of the Karabetovsky anticlinal zone. ',',178,179,','Тамань,бурение,нефть,газ,структура,анализ,опробование,флюид,дебит','Taman,drilling,oil,gas,area structure,analysis,testing,fluid,flow rate','Несмотря на то, что территория Таманского полуострова большинством исследователей относится к перспективным в отношении нефтегазоносности, геологоразведочные работы прошлых лет не увенчались крупными открытиями. После обнаружения небольших скоплений углеводородов (УВ) поисковые работы были свернуты. В настоящее время поисками месторождений нефти и газа на полуострове занимается ЗАО «Кубаньнефть-Ресурсы». В результате бурения на структуре Близнецы установлен факт нефтеносности сарматских отложений.    Поднятие Близнецы выявлено работами сейсмических партий «Краснодарнефтегеофизика» в 1979, 1982 гг. и «Ставропольнефтегеофизика» в 2006 г. Структура была закартирована по отражающим сейсмическим горизонтам:      S – в кровле сарматского яруса верхнего миоцена, Kg – вблизи поверхности отложений караганского яруса среднего миоцена, Mkp – вблизи кровли майкопских отложений.    Структура находится в восточной части Карабетовской антиклинальной зоны, на западе граничит с антиклинальной складкой Чиркова, а на востоке –   с Западно-Нефтяной. На севере кулисообразно через узкий прогиб сочленяется с антиклиналью Фанагорийская, на юге через широкую синклиналь со складкой Поливадина [8, 11].    Анализ структурно-морфологических и динамических признаков волновых полей позволили выделить на поднятии Близнецы сложно-экранированную ловушку в караган-чокракских отложениях и аналогичную по строению ловушку в отложениях сармата [15, 12]. Ловушки обрамляют поднятие и экранируются в присводовой части структуры зоной конседиментационного выклинивания или замещением коллекторов непроницаемыми породами на контакте их с майкопской брекчией грязевого вулкана Близнецы [3, 13]. В отложениях среднего миоцена на западе и востоке складка осложнена нарушениями, которые являются тектоническими экранами для ловушки УВ. Таким образом, на структуре Близнецы ловушки УВ в миоценовых отложениях являются сложно-экранированными – контролируются тектоническими и литологическими экранами [2, 6].    Выполненная параметризация волнового поля по сейсмическому профилю, показывает наличие объекта в миоценовых отложениях: на дифференциальном параметрическом разрезе просматривается тонкое внутреннее строение объекта, высокий вертикальный градиент в кровле и подошве и некоторые понижения энергии колебаний во внутренней части объекта (рис. 1).    Структура Близнецы сформирована процессами майкопского диапиризма Таманского полуострова, в сводовой части присутствует зона выхода сарматских, а также караган-чокракских и верхнемайкопских отложений на поверхность [4]. Над ядром диапира в миоцен-плиоценовых отложениях отмечаются зоны выклинивания или замещения коллекторов верхне- и среднемиоценовых отложений. При диапировой складчатости отмечается увеличение углов границ при переходе от более молодых отложений к более древним [9, 14]. По замкнутой изогипсе – 700 м размеры поднятия Близнецы составляют 7.1×2.2 км, площадь 11 км2.        Рис. 1. Сейсмогеологический профильный разрез через поисковую скважину Близнецы 1        По аналогии с близлежащими месторождениями Западно-Нефтяное, Северо-Нефтяное, Фанагорийское, Борисоглебское, Капустина Балка перспективы нефтегазоносности поднятия Близнецы связаны с миоценовыми отложениями (рис. 2).     В пределах Карабетовской антиклинальной зоны, в состав которой входит поднятие Близнецы, восточнее ее находятся месторождения Западно-Нефтяное и Северо-Нефтяное [7]. При этом в настоящее время Северо-Нефтяное газонефтяное местрождение является самым крупным на Тамани по извлекаемым запасам нефти (залежи газа и нефти в отложениях сармата, карагана, чокрака). В параллельной антиклинальной зоне севернее расположено Фанагорийское газонефтяное местрождение. В глубокой скважине Тамань-7, пробуренной на северном крыле поднятия Близнецы, при опробовании караганских отложений Институтом Прикладной Геофизики в интервале 1168–1141 м получен приток воды и нефти, с содержанием последней до 50 %.    Приведенные сведения позволяли отнести структуру Близнецы к числу перспективных в нефтегазоносном отношении и рекомендовать ее к постановке поискового бурения.     С учетом особенностей строения поднятия и типа ловушки, поисковая скважина № 1 Близнецы была заложена в наиболее благоприятных условиях на западной периклинали складки в отдалении от диапирового ядра. Проектная глубина скважины -1250 м. По результатам проведенного комплекса ГИС при забое – 953 м скважина полностью вскрыла проектный горизонт, и бурение было остановлено в отложениях майкопской серии. Маркером верхнемайкопских отложений послужила запись радиоактивного каротажа, на которой выделены «рыбные» пачки начиная с глубины -910 м. Разница с проектом составила порядка 300 м, как в последствии выяснилось из-за не правильно подобранного пересчетного коэффициента из временной структурной модели в глубинную.     Рис. 2. Структурная карта поднятия Близнецы по кровле среднесарматских отложений        При опробовании в скважине нижне- и среднемиоценовых отложений притоков УВ получено не было. Из выше перечисленных интервалов были получены притоки пластовой воды плотностью 1,02–1,03 г/см3 с незначительным содержанием газа. Тем не менее скважина 1 Близнецы выполнила свое поисково-оценочное назначение, подтвердив наличие в разрезе миоценовых отложений коллекторов [1].     Промышленный приток нефти (qн=1–2 т/сут) получен из среднесарматских отложений. Вязкость нефти кинематическая/динамическая при 200 С 380 сСТ/360 мПА*с, плотность при 200 С – 0,93 г/см3. Содержание парафина и серы менее 1 %. В сарматских отложениях наличие коллекторов связано с трещиноватыми, местами кавернозными мергелями. Поверхность сарматского комплекса залегает на глубине от -500 до -800 м; абсолютная отметка залегания среднесарматских отложений в скважине №1 Близнецы составляет -640 м.    Анализ шлама (Т.Н. Пинчук, 2012 г.) дал следующие результаты – литологически обломки представлены светло-коричневыми доломитизированными мергелями (90 %), темно-серыми глинами (10 %). Присутствуют следующие палеонтологические остатки – отолиты рыб, единичные радиолярии и остракоды, фораминиферы: Saccammina sarmatica Vinglencki, Quinqueloculina reussi Orbigny, Q.consobrina sarmatica Gerke, Q.sarmatica Karrer,Q.karreri karreri (Reuss), Q.sp., Articulina sp.cf., A.sarmatica (Karrer) cf., Sarmatiella sp.cf., Spiroloculina okrajansizi Bogdanowich, Porosononion martcobi (Bogdanowich), Valvulineria sp.cf., Discorbis aff.platyomphalus (Reuss), D.patellinoides Krasheninikov, Nonion sp., Cibicides aff lobatus (Walker et Jones), Elphidium sp.cf., Globigerina sp., Bulimina sp.cf. Bolivina subdilatata Didkowski. Стратиграфическая принадлежность вышеперечисленной фауны тяготеет к среднесарматским отложениям [10].    Ввиду неглубокого залегания сарматских отложений (абсолютная отметка -650 м) и наличия диапирового осложнения свода складки Близнецы [5],    с частичной разгрузкой флюидов на дневной поверхности, выявленное новое месторождение может находиться на стадии деградации. Об этом свидетельствует высокая вязкость и плотность нефти, отсутствие в ее составе легких фракций.    Интересным является следующий факт: около 21:00 часов 10.12.2012 г. произошло землетрясение в 34 километрах от Новороссийска, магнитуда которого составила 4,8 бала по данным European-Mediterranean Seismological Centre [16]. В этот момент проводились мероприятия по наблюдению за дебитом скважины из средне-сарматских отложений. Спустя непродолжительное время приток флюида заметно уменьшился и в дальнейшем сократился до полного прекращения. Однако на утро режим работы скважины восстановился и в течение последующих двух дней дебит увеличился в 1,5–2 раза.      В течение недельного периода режим работы скважины нормализовался, и последующих изменений не отмечалось. Данный факт может служить еще одним доказательством взаимосвязи процессов сейсмичности и нефтегазоносности [10].    Таким образом, открытие данного месторождения нефти увеличивает перспективы нефтегазоносности как отдельно Карабетовской антиклинальной зоны, так и Таманского региона в целом.         Работа выполнена при поддержке РФФИ (грант 11-05-00857-а), ФЦП «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009-2013 годы», проекты 2012-1.2.1-12-000-1007-015(Соглашение № 14.B37.21.1258), 2012-1.1-12-000-1006-006 (Соглашение № 14.B37.21.0582).','./files/3(50)/110-118.pdf','','','ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА','GEOLOGY, EXPLORATION OF OIL AND GAS','110-118');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('3','2013','2014-2-27 16:12:27','Технические решения и технологические особенности проведения трассерных исследований в морских скважинах','Technical solutions and technological features of the tracer studies in offshore wells','            Вследствие необходимости получения дополнительной информации о происходящих процессах в пласте, движении утилизируемых, попутно–добываемых вод на месторождении со сложной структурой порового пространства, в настоящее время целесообразно проведение комплекса гидродинамических и трассерных исследований. В статье представлен материал о контроле за процессом разработки месторождения им. Ю. Корчагина. Работа содержит краткую информацию о морской ледостойкой стационарной платформе, добыче, подготовке и утилизации пластового продукта. В работе представлен и обоснован альтернативный метод контроля за разработкой. Содержание статьи широко показывает разновидности индикаторов – маркеров, их достоинства и недостатки. Так же описывается технология проведения трассерных исследований на месторождении им. Ю. Корчагина. В работе представлена технологическая схема отбора проб из добывающих скважин месторождения им. Ю. Корчагина. Рассмотрена методика подготовки проб к проведению экспресс-анализа в условиях морской ледостойкой стационарной платформы. Содержание статьи представляет научный и практический интерес для широкого круга читателей, заинтересованных в рациональной разработке нефтенасыщенных залежей с системой ППД, исключающей непродуктивную перекачку огромных объемов воды. ','           The material is presented in article about control of process of development of a field of Y.Korchagin. Work contains summary of a sea ice-resistant stationary platform, production, preparation and utilization of a sheeted product. In work the alternative control method behind development is presented and reasonable.  The contents of article widely show versions of indicators – markers, their merits and demerits. As the technology of carrying out trasserny researches on a field of Y.Korchagin is described. In work the technological scheme of sampling from extracting wells of a field of Y.Korchagin is submitted. The technique of preparation of tests to carrying out the express - the analysis in the conditions of a sea ice-resistant stationary platform is considered. The contents of article represent the scientific and practical interest for laymen, the petrosaturated deposits interested in rational development with system of PPD excluding unproductive transfer of huge volumes of water. ',',180,181,182,','гидродинамические исследования,морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП),трассерные исследования,индикаторы-маркеры,поддержание пластового давления (ППД),межскважинное пространство,цементировочный агрегат,инжекция,экспресс-оценка','hydrodynamic researches,the sea ice-resistant stationary platform (SIRSP),trasserny researches,indicators - markers,the maintenance of sheeted pressure (MSP),interborehole space,the cementing unit,injection,the express an assessment','Как известно, на МЛСП им. Ю. Корчагина ведется одновременная добыча пластового флюида, его подготовка и дальнейшая транспортировка уже товарной нефти на плавучее нефтехранилище. Весь попутно добываемый пластовый продукт в виде газа и пластовой воды утилизируется на МЛСП в специальные газо- и водопоглощающие скважины.     Постепенный ввод эксплуатационных скважин обеспечивает значительный рост добычи нетоварных продуктов, таких как свободный газ и пластовая вода, что тем самым увеличивает риски создания аварийных ситуаций [3, 4, 10]. В связи с этим был начат поиск способа определения источника/-ов прорыва свободного газа и воды для последующей изоляции. Одним из рациональных и технологически приемлемых методов диагностики принят метод закачки индикатора – маркера в газо- и водопоглощающие скважины с последующей обработкой и интерпретацией результатов для решения поставленной задачи [1, 2, 5–9]. На сегодняшний день широко внедрены новые дисперсионные трассеры-маркеры (ООО НПП «Сирена-2»). Главные отличия новых маркеров, от уже известных, заключаются в чрезвычайно высокой точности, многоцветности, а также высокой помехозащищенности нахождения, обнаружения и идентификации индикаторов в присутствии мешающих анализу факторов, с помощью простого высокочувствительного метода. Чувствительность метода определения новых трассеров-маркеров не хуже, чем у метода радиоизотопов.      Более того, в одном эксперименте можно использовать несколько (3–5) различающихся по цвету, флуоресценции трассеров-маркеров, что значительно расширяет возможности метода [11–15].    Технические и технологические особенности МЛСП потребовали специальных подходов к выполнению трассерных исследований.     Необходимо отметить, что на МЛСП в ограниченных по площади условиях оказалось нецелесообразным ввозить необходимое оборудование для закачки индикатора-маркера в действующие газо и водопоглощающие скважины, работающие на разные геологические объекты. Для выполнения таких работ на суше классически используются цементировочные агрегаты (ЦА). На МЛСП для этих целей было принято решение использовать штатный ЦА сервисной компании «Schlumberger», функционально предназначенный для других операций. Следует отметить, что во время эксперимента необходимо поддерживать более или менее стационарный режим добычи и закачки нетоварной попутно добываемой продукции. Частые переводы скважин на индивидуальный замерной сепаратор, отсутствие штатных точек отбора флюида, несомненно, усложняют процесс проведения исследований.    Для проведения эксперимента были собраны необходимые технологические линии, проведены опрессовки оборудования согласно правилам разработки нефтяных и газовых месторождений. В одной из емкости агрегата представителями сервисной компании «Schlumberger» и ООО «Сирена-2» было приготовлено необходимое количество индикатора. Из-за технологических особенностей МЛСП закачка маркеров проводилась сначала в водопоглощающую скважину, с дальнейшей многократной промывкой агрегата и технологических линий от остатков индикатора пресной водой. Сброс промывочной жидкости велся в эту же скважину, чтобы исключить попадание частиц маркера в систему сепарации.     Закачка маркеров в газопоглощающую скважину проводилась аналогично, сразу же после окончания закачки в водопоглощающую, с целью минимизировать время между инжекциями. Закачка велась без остановки эксплуатационного комплекса, но с остановкой скважины, вследствие чего часть газа сжигалась на факеле МЛСП. С целью сохранения приемистости газопоглощающую скважину, промывочную жидкость было решено утилизировать в емкости буровых сточных вод (БСВ). Как указано выше, эксперимент проводился с целью определения гидродинамической связи между добывающими, газо- и водонагревательными скважинами. Учитывая многофазность притока в ряде скважин, поиск маркера предполагалось вести в двух из трех составляющих. Процесс проведения эксперимента условно был разделен по времени на 2 этапа. Первый этап заканчивается после получения значительных концентраций маркера в пробах газа, после чего продолжать экспресс-анализ проб газа считается нецелесообразным. Далее следовал запланированный отбор проб только жидкости (второй этап). Все скважины месторождения условно разделены на группы по уровню обводненности.    В скважинах с обводненностью более 10 % пробы жидкости и газа отбирались в транспортные контейнеры с установленной периодичностью для дальнейшего проведения оперативного анализа в условиях МЛСП. В химико-аналитической лаборатории МЛСП для выполнения поставленной задачи проводился оперативный анализ проб для определения наличия маркера в получаемой продукции без количественной оценки частиц. Количественная оценка по образцам запланирована в специализированной лаборатории    ООО «Сирена-2». В связи с наличием в составе продукции скважин значительного количества газа, технологическими особенностями конструкции эксплуатационного комплекса и значительным количеством необходимых отборов проб в первые 10 суток после инжекции (с частотой 2 пробы в сутки) была разработана схема поиска маркера в газовой среде (рис. 1).     Качество эксперимента зависит от количества отбора проб, что требует выполнения следующих операций. Перед отбором пробы газа из замерного сепаратора необходимо провести отработку через него в течение 1,0–1,5 часов. После того, как через сепаратор проходит 2–3 объема добываемой продукции, проводится отбор проб в транспортный контейнер (1), что отличается от классической схемы исследований, когда пробы жидкости отбираются   с устья. Давление в точке отбора должно составлять примерно 15–17 атм, что является достаточным для получения необходимого количества газа.          Далее весь поток направляется в колбу (2) для сбора возможного конденсата и жидкости. После этого поток попадает на специальный фильтр (3) для определения наличия маркера и далее на лабораторный газовый счетчик (4) для определения точного количества прошедшего через фильтр газа. Аналогично отбирались пробы и с других скважин с высоким газовым фактором. Выбранный метод поиска индикатора-маркера не затрагивает технологические режимные процессы на МЛСП.         Рис. 1. Технологическая схема установки для поиска индикатора – маркера в газовой среде          Через 10 суток со дня инжекции и после получения необходимого количества маркеров в газовой фазе продолжать анализ газа нецелесообразно. Высокая проницаемость коллекторов, относительно небольшое расстояние между скважинами, объемы закачки и добычи газа позволили сделать вывод об окончании прихода трассера по газовой фазе (первый этап исследований).  Далее (второй этап исследований) экспресс-оценка наличия маркера в пробах не проводится. Независимо от обводненности и газового фактора скважины, отбирались пробы только жидкости с устья, которые при достаточном содержании в пробах количества воды транспортировались в стационарную лабораторию. В остальные пробы добавлялось определенное количество дистиллированной воды и деэмульгатора, далее они так же транспортировались на берег. Предложенная методология проведения трассерных исследований морских скважин позволяет получить качественные результаты, которые после их обработки и интерпретации дают возможность корректировать процесс разработки залежей месторождения им. Ю. Корчагина.','./files/3(50)/118-124.pdf','','','ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА','GEOLOGY, EXPLORATION OF OIL AND GAS','118-124');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('3','2013','2014-2-27 16:12:27','Природная рента в геологоразведке. Построение портфелей с заданной вероятностью обеспечения доходности','Natural rent in geological survey. Creating portfolio with desired probability ensuring the profitability','           В статье освещены вопросы построения корпоративных портфелей поисковых проектов с заданной вероятностью обеспечения доходности. Представлена методика аналитического определения минимально необходимых показателей экономической эффективности отдельных поисковых проектов в зависимости от геологических условий и степени геологической изученности объекта поисково-разведочных работ. Данная методика также позволяет оценивать как недостаточность уровня изъятия государством природной ренты при определении экономических условий предоставления прав на геологическое изучение недр, так и его избыточность для устойчивого функционирования геологоразведочных компаний. Проведен сравнительный анализ предлагаемой методики составления портфелей проектов с широко распространенной в современной практике работ методикой Питера Р. Роуза. Представлен алгоритм компьютерной программы составления и балансировки портфеля нефтегазопоисковых проектов с заданной вероятностью обеспечения доходности. В аналитическом и графическом виде представлены зависимости минимально необходимых значений дисконтированного индекса прибыльности поисковых проектов от вероятностных характеристик отдельных проектов и всего портфеля. Проведен краткий анализ полученных результатов по отношению к объектам и субъектам поисковых работ.  ','           The article highlights the aspects of creating corporate geological exploration project portfolio with desired probability ensuring the profitability. The methodology of analytical determination of minimum required economic efficiency indicators of a separate geological exploration project on the geological conditions and scrutiny of geological exploration object, is presented. This methodology allows assessing as the insufficiency of natural rent withdrawal by the state in certain economic conditions of granting rights to the mineral resources exploration, as its redundancy for the sustainability of the exploration companies. The comparative analysis of the proposed methodology for creating of project portfolios with the widespread in practice modern methodology by Peter R. Rose, is provided. The algorithm of the computer program for creating and balancing the portfolio of the oil and gas exploration projects with the desired probability ensuring the profitability, is presented. The dependence of the minimum value of the discounted profitability index of exploration projects on probability characteristics of separate projects and the whole portfolio is shown in the analytical and graphical form. A brief analysis of the results obtained in relation to the objects and subjects of the geological survey is given.  ',',183,','геологоразведка,геологоразведочный бизнес,природная рента,недропользование,поисковая система,поисковые проекты,портфель проектов,прогнозная успешность,риски,требуемая вероятность,требуемая доходность,успешность,управление рисками,управление портфелем проектов','geological exploration,exploration business,natural resource rent,subsoil,geological survey,exploration projects portfolio,predictive success,the risks,the required probability,the required rate of return,success,risk management,project portfolio management,','Месторождения нефти и газа в нашей стране в течение двух десятилетий, по сути, являются товаром, права на добычу продаются и покупаются. Тем не менее, работы по производству этого товара до сих пор не стали основой для формирования значительной самостоятельной отрасли бизнеса. Основные субъекты геологоразведочных работ: государство и крупные добывающие компании, не признают за геологоразведкой части прибыли от добычи природных ресурсов. Если добывающая компания  открывает месторождение, то всю полученную прибыль относит на этап добычи, а геологоразведка считается частью затрат полного проекта освоения ресурсов месторождения, включающего проекты поисков, разработки, обустройства, добычи и маркетинга УВ и т.д. Посредством взимания разового платежа за предоставление прав на пользование недрами, государство стремится изъять всю разницу между расчетной доходностью разработки предлагаемого месторождения и определяемой в ходе торгов минимальной требуемой доходностью добычи добывающих компании. Эта разница в доходностях в полном объеме считается частью природной ренты, а не прибылью государственных (советских или российских) геологоразведочных организаций, открывших месторождение.    Если какая-либо деятельность не приносит прибыли, то ее осуществление может продолжаться только до исчерпания источника средств. Бесконечно финансировать заведомо убыточное дело бесперспективно, поэтому в этой работе мы попытаемся выделить из совокупных доходов от продажи добытых природных ресурсов часть прибыли, приходящуюся на долю геологоразведки. Попробуем также экономически обосновать максимально возможный (оптимальный для государства) уровень изъятия государством природной ренты, обеспечивающий в рыночных условиях устойчивое развитие геологоразведочной и добывающей отраслей.     Составим уравнение:      Формула 1.Выручкадоб = (Прибыльгеол + Затратыгеол) + (Прибыльдоб + Затратыдоб) +     Доходы государства; где: Выручкадоб – выручка от продажи УВ за весь период эксплуатации месторождения; Прибыльгеол – чистая прибыль поисковой компании; Затратыгеол – затраты поисковой компании, исключая налоги и выплаты государству за приобретение прав на пользование недрами; Прибыльдоб – чистая прибыль добывающей компании; Затратыдоб – затраты добывающей компании, исключая налоги и затраты на покупку месторождения у поисковой компании; Доходы государства – доходы государства от предоставления прав на пользования недрами и налогообложения поисковой и добывающей компаний.    Цель государственной политики в сфере получения доходов от рационального использования в том, чтобы природная рента в полном объеме оставалась в распоряжении государства. В указанном выше уравнении это означает:     Формула 2.     Природная рента = Доходы государства.         То есть для определения размера природной ренты из общей выручки от продажи УВ за весь период эксплуатации месторождения необходимо вычесть теоретически обоснованные затраты и теоретически обоснованные, минимально необходимые для поддержания деятельности, прибыли поисковой и добывающей компаний.    Для определения оптимального для государства уровня изъятия природной ренты нам нужно теоретически обосновать минимально необходимые поисковым и добывающим компаниям уровни показателей экономической эффективности отдельных проектов поисков и добычи.    Условимся далее называть:    • разрабатываемый на этапе до принятия решения о начале поисковых работ проект полного технологического цикла, включающий в себя проекты поисков, разработки, обустройства, транспорта, маркетинга УВ и пр., – проектом освоения ресурсов УВ месторождения, продолжительностью n лет (проектом освоения);    • первые k лет проекта освоения до открытия месторождения либо неудачного окончания поисковых работ и соответственно всего проекта освоения – проектом поисков (поисковым проектом);    • оставшиеся после открытия месторождения n–k лет проекта освоения – проектом добычи.          Доходность проектов добычи открытых месторождений         Условия, в которых действуют мировые и российские добывающие компании, являются вполне конкурентными. Поэтому минимальный уровень требуемой доходности проектов добычи достаточно справедливо определяется компаниями в конкурентной борьбе. Крупными российскими компаниями минимальное значение показателя внутренней нормы доходности по проектам добычи принимается на уровне 15 %, крупными мировыми компаниями в пределах 5 % – 15 % [14].    Разделим проект освоения на проект поисков и проект добычи. Как уже говорилось, проект освоения ресурсов углеводородов включает в себя расчет полного технологического процесса работ на нефть и газ upstream (проекты: поисков, разработки, обустройства, транспорта, маркетинга УВ и пр.). Денежный поток такого проекта освоения ресурсов углеводородов (далее – проект освоения) представлен на рис. 1.Рис. 1. Денежные потоки проекта освоения                NPV такого потока вычисляется по формуле:Формула 3.     где: n – полное количество лет реализации проекта освоения; r – требуемая ставка доходности проекта освоения; CF0осв – включает в себя цену вхождения в проект освоения.     В полном проекте освоения проект поисков и разведки месторождения занимает первые k лет, проекты обустройства, добычи, маркетинга УВ и т.п. (далее проект добычи) занимают оставшиеся n–k лет.     Формула 4.              Введем понятия чистого дисконтированного дохода проекта добычи NPVдоб и чистого дисконтированного дохода проекта поисков NPVгеол:    Формула 5.     где ERP(Explored Reserves Price) – цена приобретения прав на добычу;   CF0доб – не включает в себя цену вхождения в проект добычи; rдоб – требуемая ставка доходности проекта добычи.     Формула 6.          где ERP (Explored Reserves Price) – цена продажи открытых запасов УВ; CF0геол – включает в себя цену вхождения в проект поисков; rгеол – требуемая ставка доходности проекта поисков.    Если рассматривать проект поисков и проект добычи как части единого проекта освоения, то на первый взгляд необходимости вводить отдельные понятия NPVгеол и NPVдоб нет. Действительно, сложив Формулы 5 и 6 при условиях rгеол=rдоб=r; ERP=0;  CF0геол = CF0осв; временного лага между окончанием проекта поисков и началом проекта добычи нет, получим:     Формула 7.    Тем не менее, проект поисков и проект добычи обычно характеризуются разной степенью риска, а значит применять для оценки их эффективности единый критерий, по нашему мнению, неприемлемо.      Если рассматривать поиски углеводородов как самостоятельный бизнес, цена продажи открытых в ходе реализации поискового проекта запасов углеводородов ERP находится из условия IRRдоб=rдоб (rдоб – требуемая доходность проекта добычи), что эквивалентно NPVдоб(rдоб)=0. В соответствии с формулой 5:     Формула 8.    Формула 6 выражает связь показателей экономической эффективности проектов поисков с показателями экономической эффективности проектов добычи прогнозных запасов УВ [3]. На Рисунке 2 представлен денежный поток того же проекта что и на Рисунке 1 только разделенный на две части: денежный поток проекта «Поиски + Продажа открытого месторождения» и денежный поток «Покупка открытого месторождения + Освоение ресурсов УВ». В качестве примера, в Таблице 1 представлены показатели экономической эффективности этих двух проектов.    Цена продажи открытых запасов ERP, кроме затрат и прибыли геологоразведки, включает в себя часть ренты, которая не будет изъята государством за счет налогообложения добычи. Для ее выделения нам осталось определить минимально необходимый уровень доходности проектов поисков.           Таблица 1 Показатели экономической эффективности проектов «Поиски + Продажа открытого месторождения» и «Покупка открытого месторождения + Освоение ресурсов УВ»      ПоказательЧасти Проекта 1      проект "Поиски + Продажа"проект «Покупка + Освоение ресурсов УВ"IRR784%15%PI6825%1352%Срок реализации проекта (лет)467          Доходность проектов поисков    Геологоразведка – это рисковый бизнес, где величина риска значительно меняется в зависимости от геологических условий и степени геологической изученности объекта поисков. Поэтому говорить о минимальной требуемой доходности отдельного поискового проекта можно только с учетом присущего ему риска. Тем не менее, в общем можно говорить о минимальной требуемой доходности портфеля поисковых проектов с заданным уровнем значимости для вероятности ее обеспечения. Уровнем значимости называют достаточно малую вероятность, при которой (в данной определенной задаче) событие можно считать практически невозможным. На практике обычно принимают уровни значимости, заключенными между 0,01 и 0,05 [8]. В условиях рынка менеджмент и акционеры геологоразведочной компании вольны самостоятельно определять свой «risk appetite». Мы же в данной работе, исходя из того, что геологоразведочный бизнес является высокозатратным, примем однопроцентный уровень значимости для портфелей с количеством проектов n больше двух и пятипроцентный для «недорогих» портфелей из одного или двух проектов. Или другими словами примем значение требуемой вероятности обеспечения требуемой доходности портфеля проектов P равным 0,99 при n>2  и равным 0,95 при n≤2.    Рис. 2. Денежные потоки проектов «Поиски + Продажа открытого месторождения» и «Покупка открытого месторождения + Освоение ресурсов УВ».          Определим используемые далее в работе обозначения:   • P – требуемая вероятность обеспечения требуемой доходности портфеля поисковых проектов;   • r – ставка требуемой доходности портфеля поисковых проектов (используется в качестве ставки дисконтирования денежных потоков проектов поисков);   • p – прогнозная успешность отдельного поискового проекта;   • n – общее количество поисковых проектов в портфеле.    Сформулируем следующее необходимое условие устойчивого функционирования отдельной геологоразведочной компании: Теоретическая возможность составления в ареале операционной деятельности геологоразведочной компании такого портфеля поисковых проектов, который с вероятностью P близкой к единице обеспечивал бы требуемую доходность портфеля проектов r.    В собственной практике работ для составления и балансировки портфеля мы используем разработанную нами компьютерную программу, алгоритм которой в графическом виде представлен на рис. 3. Поисковые проекты обозначены латинскими буквами A, B, C, D. Включение в портфель каждого последующего проекта добавляет в пространство элементарных событий портфеля два новых члена, обозначенных в столбцах каждого проекта как:    1 – подтверждение предполагаемого результата (открытие месторождения);    0 – получение отрицательного результата.    Каждая строка матрицы портфеля представляет собой несовместное событие, то есть один из всех возможных вариантов реализации портфеля. Увеличение пространства несовместных событий с добавлением в портфель каждого последующего проекта выделено цветом. Вероятность реализации несовместного события равна произведению вероятностей входящих в него элементарных событий. Денежный поток несовместного события равен сумме денежных потоков входящих в него элементарных событий [3].Рис. 3 Алгоритм программы составления портфеля          Программа, при наличии определенного выбора поисковых проектов, позволяет балансировать портфель с заданными r и P. При этом она использует поисковые проекты, имеющие неодинаковые значения прогнозной успешности, экономической эффективности, длительности, сроков начала работ.    В данной работе нам необходимо установить связь между вероятностными и экономическими характеристиками портфеля и вероятностными и экономическими характеристиками отдельных поисковых проектов в аналитическом виде. Для этого примем следующие допущения:    • Прогнозная успешность p всех поисковых проектов, входящих в портфель, одинакова;    • Значение показателя DPI (Discounted profitability index) всех проектов портфеля одинаково;    • Дисконтированные инвестиционные затраты  всех проектов одинаковы.    Под показателем DPI (Discounted profitability index) здесь мы понимаем:Формула 9.где  – сумма всех положительных дисконтированных денежных потоков поискового проекта, включая выручку от продажи открытого месторождения;  – сумма всех отрицательных дисконтированных денежных потоков поискового проекта, включая затраты на приобретение прав на поиски;     Показатель DPI устанавливает связь экономических характеристик отдельных поисковых проектов c вероятностными характеристиками всего портфеля. DPI определяет минимально необходимое количество m удачных проектов в портфеле из n проектов, обеспечивающее требуемую доходность портфеля r:     Формула 10.    Задавая значения параметров: m (минимальное количество удачных проектов в портфеле), p (прогнозная успешность отдельного поискового проекта), можно определить соответствующее каждому набору параметров значение минимального количества проектов в портфеле nmin, необходимое для обеспечения заданного значения параметра P.    Параметрические выражения для определения nmin, в зависимости от значения параметра m.    При m=1 из всех возможных вариантов реализации портфеля нас не устраивает только один, в котором все проекты портфеля оказались неудачными. Выражение для минимального общего количества проектов в портфеле nmin, обеспечивающего заданную P портфеля принимает вид:     Формула 11.     m=2. В данном случае кроме варианта реализации портфеля, в котором все проекты портфеля неудачные (вероятность этого события ) нас дополнительно не удовлетворяют варианты, в которых оказался удачным только один проект из n (общая вероятность этих событий ). В этом случае выражение для nmin, примет следующий неявный вид:     Формула 12.          При m=3 кроме вариантов  реализации портфеля, когда нет ни одного удачного, или есть только один удачный проект, нас дополнительно не удовлетворяют варианты, в которых удачными оказались только два проекта:     Формула 13.     При m=4 нас дополнительно не удовлетворяют варианты, в которых удачными оказались только три проекта:     Формула 14.     При m=5 нас дополнительно не удовлетворяют варианты, в которых удачными оказались только четыре проекта:          Формула 15.     Получив из приведенных выше выражений (формулы 11–15) значения nmin (p,P,m), и используя формулу 10, мы можем установить и графически представить зависимость DPI(nmin (p, P, m)) минимально необходимого показателя экономической эффективности отдельного поискового DPI от показателя минимально необходимого количества проектов в портфеле nmin (p, P, m):     Формула 16.     На рис. 4 и 5 для каждого значения p (от 0,05 до 0,95 с шагом 0,05) представлены выделенные цветом условные кривые, состоящие из дискретных значений DPI (nmin) для каждого из значений целочисленного параметра m от одного до пяти (слева направо). Значения DPI (nmin), рассчитанные для P=0,99 представлены на Рисунке 4, для P=0,95 – на рис. 5.      Мы получили диапазоны минимально необходимых показателей экономической эффективности в зависимости от геологических условий и степени геологической изученности объектов поисково-разведочных работ. Предлагаемая методика позволяет оценивать как недостаточность уровня изъятия государством природной ренты при определении экономических условий предоставления прав на геологическое изучение недр, так и его избыточность для устойчивого функционирования геологоразведочных компаний.     Переход от показателя эффективности DPI к другим (IRR, NPV, PI и т.п.) может быть осуществлен, если будут известны дополнительные параметры отдельного поискового проекта, такие как длительность, денежные потоки по годам и т.п. Требуемая доходность портфеля геологоразведочных проектов - это минимальная доходность, устраивающая с заданной вероятностью успеха (заданным риском) владельцев геологоразведочного бизнеса. В связи с тем, что сегодня главными субъектами нефтегазовой геологоразведки и одновременно главными покупателями разведанных запасов являются крупные ВИНК за минимальную (требуемую) доходность портфеля геологоразведочных проектов r, получаемую с  вероятностью P, можно принять используемую российскими ВИНК требуемую доходность по проектам добычи разведанных запасов rдоб. Так как если «безрисковая» (P=0,99 или 0,95) доходность геологоразведочного бизнеса меньше требуемой доходности проектов добычи, то вертикально-интегрированной компании имеет смысл не разведывать самостоятельно, а приобретать разведанные запасы.          Краткий анализ полученных результатов     1. Представленные на рис. 4 и 5 данные разбиты на четыре группы в соответствии с четырьмя различными диапазонами значений p. По характеристикам объектов поисков, с определенными допущениями, эти группы можно охарактеризовать следующим образом:     p=0,75–0,95. Проекты ГРР по опоискованию объектов в пределах разведанного направления работ (плея), в котором геологические закономерности пространственного расположения скоплений УВ хорошо изучены. Возможные неудачи не связаны с нерешенностью каких-либо общих, принадлежащих этому плею объектов, геологических задач и могут быть обусловлены ошибками сейсморазведочных или буровых работ. То есть, поисковые проекты, принадлежащие одному такому плею, являются взаимно независимыми и могут быть включены в один портфель.    p=0,50–0,70. Проекты ГРР по опоискованию объектов в пределах разведанного нефтегазоносного района, принадлежащих новым плеям (например, поиски УВ в ловушках ранее не опоискованного типа в достаточно хорошо изученном стратиграфическом комплексе с доказанной нефтегазоносностью и т.п.), в которых геологические закономерности пространственного расположения скоплений УВ еще не достаточно хорошо изучены. Возможные неудачи могут быть связаны с нерешенностью геологических задач общих для отдельных поисковых проектов принадлежащих данному опоисковываемому новому плею. То есть поисковые проекты, принадлежащие одному такому плею, не являются взаимно независимыми и не могут быть включены в один портфель.    p=0,25–0,45. Проекты ГРР по опоискованию объектов в пределах разведанной нефтегазоносной провинции, принадлежащих новому малоизученному району с доказанной нефтегазоносностью, в котором геологические закономерности пространственного расположения скоплений УВ еще не выявлены. Возможные неудачи могут быть связаны с нерешенностью геологических задач общих для отдельных поисковых проектов принадлежащих данному опоисковываемому нефтегазоносному району. Поисковые проекты, принадлежащие одному такому району, не являются взаимно независимыми и не могут быть включены в один портфель.     p=0,05–0,20. Проекты ГРР по опоискованию объектов в пределах новой малоизученной нефтегазоносной провинции, либо в пределах разведанной нефтегазоносной провинции, принадлежащих новому району с еще не доказанной нефтегазоносностью. Возможные неудачи могут быть связаны с нерешенностью геологических задач общих для отдельных поисковых проектов принадлежащих данному опоисковываемому району. Поисковые проекты, принадлежащие одному такому району, не являются взаимно независимыми и не могут быть включены в один портфель.    а)б)      в)г)            Рис. 4 (а, б, в, г). DPI(nmin(m,p,P)) при Pпортфеля=0.99; m={1;2;3;4;5}       а) б)       в) г)            Рис. 5 (а, б, в, г). DPI(nmin(m,p,P)) при Pпортфеля=0.95; m={1;2;3;4;5}  .          2.По субъектам поисковых работ в РФ:    Малые (юниорские) специализированные геологоразведочные компании. В соответствии со своими финансовыми возможностями малые компании обычно не могут себе позволить составление портфелей, состоящих более чем из двух поисковых проектов. Но зато они чаще, чем крупные компании, могут себе позволить более высокую степень риска, что в наших расчетах соответствует значению P=0,95 (рис. 5а). Как видно из расчетов этим критериям соответствуют поисковые проекты с прогнозной успешностью p от 0,80 до 0,95 и DPI от 100 до 200 %. Такие значения DPI характерны для мелких месторождений нефти и средних месторождений газа на суше в районах с развитой транспортной инфраструктурой, принадлежащих хорошо изученным направлениям ГРР (плеям). При p=0,95 и P=0,95 требуемую доходность с требуемой вероятностью обеспечивает портфель, состоящий всего из одного проекта.          Крупные российские добывающие компании    По своим финансовым возможностям и географии деятельности крупные компании, кроме проектов приемлемых для малых компаний, теоретически могут позволить себе формировать портфель из проектов второй группы с прогнозной успешностью от p=0,50 до p=0,70 и DPI от 220 до 700 % (рис. 4б). Такие значения DPI характерны для средних месторождений нефти и крупных месторождений газа на суше в районах с развитой транспортной инфраструктурой. Основным препятствием построения портфеля с 0,7 ≤ p ≤ 0,5 является исчерпанность геологического задела, то есть дефицит требуемого количества выявленных перспективных объектов с 220 %≤DPI≤700 %. Препятствием построения портфелей из проектов с p^0,50 для крупных российских добывающих компаний является требование взаимной независимости поисковых проектов. Построение портфеля с n≥9 из проектов, принадлежащих разным плеям или даже разным нефтегазоносным районам, требует обширной географии деятельности и создания и содержания мощной геологической службы.    Крупные транснациональные ВИНК, включая российские (ЛУКОЙЛ, Роснефть, Газпром).    По своим возможностям крупные транснациональные ВИНК, кроме проектов приемлемых для рассмотренных ранее компаний, теоретически могут позволить себе формировать свой портфель из проектов третьей группы, с прогнозной успешностью от p=0,25 до p=0,45 и DPI от 420 до 1700 % (рис. 4в). Такие значения DPI характерны для крупных месторождений нефти и уникальных месторождений газа на суше в районах с развитой транспортной инфраструктурой. Основным препятствием построения портфеля с 0,25≤p≤0,45 является дефицит требуемого количества выявленных перспективных объектов с 420 %≤DPI≤1700 %. При p^0,25 диапазон требуемого DPI составляет   от 2000 до 9000%, что соответствует крупным месторождениям нефти и уникальным месторождениям газа на суше и возможно уникальным месторождениям УВ на море. Главным ограничением составления портфеля является отсутствие не только в России, но и в мире требуемого количества проектов по поиску таких месторождений, тем более принадлежащих различным нефтегазоносным районам или провинциям.    При проведении всего предыдущего анализа мы подразумевали применение современного «западного» подхода к геологии и геологоразведке, характерным примером которого может служить методика «Анализ рисков и управление нефтегазопоисковыми проектами» Питера Р. Роуза [2, 10, 14]. При этом подходе, объектом изучения, опоискования  и анализа рисков каждого отдельного проекта является одна конкретная выявленная структура либо, в лучшем случае, один конкретный разведанный или предполагаемый  плей. «Плей – это группа подготовленных к бурению ловушек и месторождений нефти и газа, характеризующийся одинаковыми геологическими условиями образования, то есть семейство геологически похожих ловушек» [14]. Применение этого «квазибессистемного» подхода вполне оправдано современными правовыми и экономическими условиями недропользования. Сегодня отсутствуют условия получения и частными и государственными компаниями положительного экономического эффекта от решения геологоразведочных задач последовательного (в соответствии с иерархией геологических объектов) изучения геологического строения недр и поэтапного выявления закономерностей пространственного расположения скоплений углеводородов. Это означает, что дефицит поисковых проектов с 0,50≤p≤0,95 будет только нарастать. Наши предложения по построению отраслевой поисковой системы, основанной на применении системного подхода к проведению геологоразведочных работ, изложены в работе [3].    Проверим, как соотносятся полученные нами диапазоны минимально необходимых значений DPI поисковых проектов с рекомендациями методики управления корпоративным портфелем нефтегазопоисковых проектов Питера Р. Роуза [2, 10, 14]. Критерием принятия решения об инвестировании в ней является положительная ожидаемая стоимость EV.Формула 17.    EV = (вероятность успеха × прибыль в случае успеха) – (вероятность неудачи × потери в случае неудачи); если значение (EV) положительно, целесообразно инвестировать, если значение (EV) отрицательно, инвестировать рискованно [14, с. 24].    Подразумевается, что математическое ожидание значения NPV портфеля, сформированного на основе данного критерия, будет положительным.     Перепишем критерий принятия решения об инвестировании (Формула 17) с учетом введенных ранее в нашей работе обозначений:    Формула 18.    В преобразованном виде критерий положительной ожидаемой стоимости формулируется следующим образом: если значение DPI проекта больше либо равно обратной величине прогнозной успешности 1/p целесообразно инвестировать, если значение DPI меньше 1/p, инвестировать рискованно.          Рис. 6. Зависимость минимально необходимого значения DPI от прогнозной успешности отдельного поискового проекта          На рис. 6 представлены пять условных дискретных кривых отображающих зависимость минимально необходимых (для P=0,99) значений DPI от прогнозной успешности отдельного поискового проекта p и одна условная дискретная кривая отображающая критерий Роуза о включении поискового проекта в портфель компании. Как видно из рисунка, критерий Роуза  принципиально не обеспечивает возможность составления портфеля нефтегазопоисковых проектов с заданным уровнем значимости 0,01 (P=0,99) в интервале значений прогнозной успешности отдельного поискового проекта p от 0,3 до 0,9. Это означает неприемлемо высокую рисковость практического применения предлагаемой Роузом методики составления портфелей поисковых проектов.','./files/3(50)/124-145.pdf','','','ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА','GEOLOGY, EXPLORATION OF OIL AND GAS','124-145');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('3','2013','2014-2-27 16:12:27','Влияние человека на изменение геоморфологии озера Марьют, Александрия, Египет','Human impact on changing the geomorphology of Lake Marjut, Alexandria, Egypt','           Существующее Озеро Марьют занимает малую часть большого древнего озера (Озеро Мареотис), найденное в Римское время от 6000 лет. В течение этого периода озеро покрывало большую площадь к югу от Александрии. Это покрыло область приблизительно 2400 км2. Ширина озера была оценена в 40 км, в то время как его длина составляла приблизительно 70 км. За эти годы озеро претерпело много изменений до такой степени, что стало сухим через несколько лет. В то время ширина озера была оценена в 24,5 км, в то время как длина – около 44,5 км. В древние времена озеро питалось каналом Наукратис и Эль-Хагар от рукава Нила (Канопик). Канопский рукав Нила исчез между XII – XVIII веком, постепенным заиливанием и отложением осадков. В течение XII столетия Канопский рукав был полностью перекрыт, лишив озеро водных источников, таким образом, озеро потеряло большую часть воды, испарение оставляло только солончаковые болота. Выделяют пять стадий культивирования и восстановления поверхности. Первая стадия, начиная с 6000 лет и заканчивая XVIII столетием. Вторая стадия в XVIII в. Она покрывала площадь примерно 700 км2. Третья стадия в XIX в. Она занимает площадь около 252 км2. Четвертая стадия в XX в. Она покрыла площадь около 182 км2. Пятая стадия в XXI в.  Оно покрывает площадь около 63.46 км2. ','           The present Lake Mariut occupies a small portion of large ancient lake (Lake Mareotis) found in Roman time from 6000 years. During that period the lake covered a large area south of Alexandria. It covered an area of approximately 2400 km2. The width of the lake was estimated by 40 km while its length was about 70 km. The lake has gone over the years many changes to the extent that it became dry in several years. The width of the lake was estimated, at that time, by 24.5 km while its length was about 44.5 km. In ancient time, this lake was fed by Naukratis and El-Hagir canals from Nile branch (Canopic branch). During Roman period used Naukratis navigation canal to transport of goods from the Mediterranean Sea to River Nile. The Canopy branch of the Nile disappeared between XII to XVIII, by gradual silting and depositions. During the 12th century, the Canopy branch was completely blocked depriving the lake from its water sources thus the lake lost most of its water by evaporation leaving only swamps of salt marches. There five stages of cultivated and reclamation lands projects. The first stage from 6000 years after18th century, it covered an area of approximately 2400 km2.The second stage in 18th century. It covered an area of approximately 700 km2. The third stage in 19th century. It covered an area of approximately 252 km2. The fourth stage in 20th century, it covered an area of approximately 182 km2. The fifth stage in 21th century, it covered an area of approximately 63.46 km2. ',',184,185,','история озера Марьют,Александрия,Египет,стадий культивирования и восстановления поверхности','history of Mariut Lake,Alexandria,Egypt,stages of cultivated,reclamation lands','Местоположение    Озеро Марьют – одно из озер на севере Египта. Озеро Марьют располагается между 31o 02/ и 31o 10/ северной ширины и 29o 49/ и 29o 56/ восточной долготы. Озеро представляет собой мелководный водоем, средняя глубина воды составляет приблизительно 1 м. Ширина озера оценена в 24,5 км, в то время как его длина составила приблизительно 44,5 км. Озеро Марьют – солоновато-водное озеро в северном Египте. Площадь озера составляла 2400 км² в начале 18-ого в., но в начале 21-ого в. общая площадь поверхности озера (водные растения и поверхностные воды) достигла 63.46 км2 (рис. 1).           История озера    Существующее Озеро Марьют занимает небольшую часть большого древнего озера (Озеро Мареотис), найденное в Римское время от 6000 лет [4, 15]. В течение этого периода озеро покрывало большую площадь к югу от Александрии. Это покрыло область приблизительно 2400 км2 [6]. Ширина озера была оценена в 40 км, в то время как его длина составляла приблизительно 70 км [10, 11].    За эти годы озеро претерпело много изменений до такой степени, что стало сухим через несколько лет. В то время ширина озера была оценена в 24,5 км, в то время как длина – около 44,5 км. В древние времена озеро питалось каналом Наукратис и Эль-Хагир от рукава Нила (Канопик) (рис. 2) [1, 3, 9]. Рис. 1. Расположения карта озера Марьют          Во время римского периода навигационный канал Наукратис использовался для транспортировки товаров от Средиземного моря до реки Нил. В течение этого периода в озере Мариотис водилось большое количество рыбы бассейна Нила. Канопский рукав Нила исчез между 12-ым – 18-ым веком, постепенным заиливанием и отложением осадков. В течение 12-ого столетия Канопский рукав был полностью перекрыт, лишив озеро водных источников, таким образом, озеро потеряло большую часть воды, испарение оставляло только солончаковые болота. В средние века за озером не следили, и оно превратилось в большой соленый марш. К 18-ому в. оно стало сухим в той степени, что его можно было перейти пешком после периода паводка. В сегодняшнее время вода озера начала постепенно превращаться в солоноватую [7, 8].    В 1801 г. британские силы убирают дамбы, которые отделяли озеро Марьют от моря, и вода втекла и затопила обширную площадь вокруг озера.           Эволюция озера марьют    Выделяют пять стадий культивирования и восстановления поверхности. Первая стадия, начиная с 6000 лет и заканчивая 18-ым столетием. Она покрывала площадь приблизительно 2400 км2, располагалось между 30o 52/ и 31o 12/ с.ш. и 29o 21/ и 29o 23/ в.д. (рис. 2) [1, 3].           Рис. 2. Первая стадия в озере Марьют          Вторая стадия в 18-ом веке. Она покрывала площадь примерно 700 км2, расположено между 30o 54/ и 31o 11/ с.ш., и 29o 21/ и 30o 09/ в.д. В 1892 был основан канал Нубариа, который использовался в качестве сельскохозяйственных и навигационных целей Рис.(3) [2] [12].    Третья стадия в 19 веке. Она занимает площадь около 252 км2, расположена между 30o 58/ и 31o 11/ с.ш., и 29o 22/ и 29o 60/ в.д. В 1992  был основан канал Умум, он использовался для сельскохозяйственных целей, питаемый каналом Нубария рис. (4) [5] [13].    Четвертая стадия в 20 веке. Она покрыла площадь около 182 км2, расположен между 31o 00/ и 31o 10/ с.ш., и 29o 26/ и 29o 59/ в.д. Рис. (5) [4] [14].     Рис. 3. Вторая стадия в озере Марьют      Рис. 4. Третья стадия в озере МарьютРис. 5. Четвертая стадия в озере Марьют          Пятая стадия в XXI в. В это стадии выделяют два озера. Оно покрывает площадь около 63.46 км2, первое озеро называется озеро Нозxа. Оно покрывает площадь около 5.04 км2 , расположено между 31o 10/ и 31o 12/ с.ш. и 29o 57/ и 29o 59/ в.д., второе озеро (озеро Марьют) раположено между 31o 02/ и 31o 10/ с.ш., и 29o 49/ и 29o 56/ в.д., рис. 6 [5].Рис. 6. Пятая стадия в озере Марьют','./files/3(50)/145-152.pdf','','','ФИЗИЧЕСКАЯ ГЕОГРАФИЯ И БИОГЕОГРАФИЯ,ГЕОГРАФИЯ ПОЧВ И ГЕОХИМИЯ ЛАНДШАФТОВ','PHYSICAL GEOGRAPHY AND BIOGEOGRAPHY, SOIL GEOGRAPHY AND LANDSCAPE GEOCHEMISTRY','145-152');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('3','2013','2014-2-27 16:12:27','Историко-культурный аспект развития познавательного направления в туризме','Historical and cultural aspects of cognitive developmentin tourism destinations','           В изложенной статье рассмотрен культурно-исторический потенциал региона (на примере Мангистауской области) для целей развития познавательного направления в туризме. Данный регион был выбран неслучайно. Основным побудительным мотивом к выбору объекта для исследования было наличие большого количества сохранившихся исторических памятников на данной территории, которые довольно слабо представлены на туристическом рынке республики. А, как известно, культурное самовыражение народа всегда вызывает интерес. Природная любознательность туриста в отношении различных уголков мира и населяющих их народов образуют один из наиболее сильных побудительных туристских мотивов. Гуманитарное значение туризма заключается в использовании его возможностей для развития личности, ее творческого потенциала, расширения горизонта знаний. Стремление к знанию всегда было неотъемлемой чертой человека. Совмещение отдыха с познанием жизни, истории и культуры другого народа – одна из задач, которую в полной мере способен решать познавательный туризм. Знакомство с культурой и обычаями другой страны обогащает духовный мир человека. Установлено, что уровень культурного развития может быть использован также для создания благоприятного имиджа конкретного региона на туристском рынке. Элементы и факторы культуры могут являться каналами распределения информации о туристских возможностях местности. Успех развития туризма зависит не только от материально-технической базы, соответствующей общепринятым стандартам и требованиям, но и от уникальности культурного национального наследия.       Объекты культурного национального наследия должны быть представлены разумно и творчески. В культуре единообразие недопустимо. Регион, желающий стать популярным туристским направлением, должен обладать культурными уникальными комплексами и предлагать их на туристский рынок. В ходе исследований было выявлено, что около 50 % уникальных памятников истории и культуры Казахстана сосредоточено в Мангистау. Многочисленные архитектурные, исторические памятники, каменные изваяния человека и животных, оригинальные находки на раскопках крепостей Кзыл-Кала и Шеркала, культурное и этническое наследие народа, населявшего территорию области в различные исторические эпохи, уже не один десяток лет привлекают историков, археологов, антропологов из ведущих исследовательских центров мира в места, где проходил Великий шелковый путь. ','           The article deals with cultural and historical potential of a region (on the example of Mangistau region) for the development of educational tourism. The region is not a random choice. The main motive for the choice of the abject of study was a large number of historical monuments on the territory which are poorly presented in the tourist market of the republic.      Combination of recreation with life knowledge, history and culture of other nations is one of the tasks that educational tourism is capable to solve. Knowledge of culture and customs of another country enriches the spiritual world of a person.      It is know that level of cultural development can be used to create a favorable image of a particular region in the tourist market. Elements and factors of culture can act as channels of information distribution on various tourism opportunities. The success of tourism depends not only on material and technical basis, but also on the uniqueness of the cultural national heritage.      Objects of cultural national heritage must be presented rationally and creatively. Due to the scientific and technical progress production of one country does not differ from similar products of other countries. Uniformity in culture is unacceptable. Region that wants to become a popular tourist destination should have unique cultural complexes and offer them for the tourist market.      It was found that about 50 % of the unique historical and cultural monuments of Kazakhstan are concentrated in Mangistau. For a dozen years numerous architectural and historical monuments, stone statues of man and animals, original findings in the excavations of Kyzyl-Kala and Sherkala fortresses, cultural and ethnic heritage of the people who inhabited the territory of the region in different historical periods attract historians, archaeologists, anthropologists, leading research centers in the world to a place where the Great Silk Road passed.       ',',186,187,188,189,','культурно-исторический потенциал,познавательный туризм,культурное наследие,памятники культуры и истории,народ,полуостров Мангышлак','culturical and historical potential,education tourism,culturical heritage,monuments of culture and history,nation,Mangyshlak peninsula','История и культура являются фундаментальной основой процесса развития, сохранения и укрепления самобытности народа. Идентичность путей исторической эволюции культуры и туризма предопределила общность новых методов подхода к их дальнейшему развитию. Самосознание и познание окружающего мира, развитие личности и достижение поставленных целей немыслимы без приобретения знаний в области истории и культуры [3, 14] .    Для познавательного направления в туризме основой является историко-культурный потенциал страны, включающий всю социокультурную среду с традициями и обычаями, особенностями бытовой и хозяйственной деятельности. Минимальный набор ресурсов для познавательного туризма может дать любая местность, но для его массового развития требуется определенная концентрация объектов культурного наследия, среди которых можно выделить:    • памятники археологии;    • культовую архитектуру;    • памятники ландшафтной архитектуры;    • малые и большие исторические города;    • сельские поселения;    • объекты этнографии, народные промыслы и ремесла, центры прикладного искусства [3, 6].    Обширные пространства Западного Казахстана до недавнего времени были мало исследованы в археологическом отношении. Первые комплексные исследования начали проводиться с 1975 г. на территории Гурьевской и Мангышлакской (в настоящее время Атырауская и Мангистауская) областей [4, 7, 12].     В результате были обнаружены многочисленные курганы и могильники, стоянки и поселения, остатки городов и крепостей, араны (огромные каменные сооружения для загонной охоты) [4].    Выяснилось, что на Мангышлаке человек появился еще в палеолите   (30–40 тыс. лет назад). Именно этим периодом датируются кремневые орудия труда, найденные близ некрополя Шакпак-ата. Каменные орудия примерно того же времени были найдены и в урочище Акмыш у пос. Шетпе и в песках у пос. Аккудук. Палеолитические обитатели Прикаспия занимались главным образом охотой [4, 8].    9–7 тыс. лет назад древний каменный век сменился мезолитом – средним каменным веком. Следы обитания мезолитических охотников и рыболовов выявлены в целом ряде районов Устюрта и Мангышлака: это кремневые скребки и пластинки-вкладыши, использовавшиеся для обработки шкур [4, 9].    В эпоху нового каменного века – неолита – плотность населения Западного Казахстана заметно возросла. На десятках стоянок были найдены сотни кремневых наконечников стрел, скребков и ножей. Этим же временем датируется одно из важнейших изобретений человечества – изготовление керамической посуды. Сосуды из глины позволяли варить жидкую пищу, хранить сыпучие продукты и жидкости. С эпохи неолита обломки глиняной посуды становятся обычной находкой в местах обитания человека [9, 10].    Следующий этап в развитии человеческого общества – энеолит – связан с появлением первых металлических изделий. Энеолитические стоянки были открыты сотрудником областного музея истории полуострова Мангышлак   А. Астафьевым у поселка Таучик, а также близ некрополя Кошкар-ата [8, 14].    Приблизительно 5 тыс. лет назад люди научились получать бронзу – путем приготовления сплавов меди с сурьмой, серой, мышьяком и др. возникли бронзолитейные мастерские, началась торговля бронзой в виде слитков и готовых изделий – кинжалов, топоров, ножей, шильев. Экспедицией были обнаружены и исследованы десятки памятников этого времени – близ поселков Таучик, Шаир, Тущикудук, Сенек, Уштаган. Экспедицией были открыты крепости эпохи бронзы. Одна из них находится близ поселка Сай-Утес, вторая в поселке Старый Бейнеу, третья – близ урочища Таксанбай на Устюрте [12, 14].    3 тыс. лет назад на смену бронзе, как основному материалу для изготовления орудий труда и оружия, приходит железо. В это время (V–II вв. до н.э.) Мангышлак и Устюрт населяли племена воинственных кочевников – сако-массагетов, ближайшими родственниками которых были сарматы Поволжья – Приуралья и скифы Северного Причерноморья. Огромный интерес в научном мире вызвало открытие экспедицией группы сако-массагетских святилищ Байте близ поселка Сай-Утес. Этому же кочевому народу принадлежат многочисленные курганы, выявленные почти во всех районах Мангистауской области [7, 8].    В период раннего средневековья (V–XVI вв.) получила широкое развитие международная торговля. По Устюрту проходил караванный путь, связывающий Хорезм с Поволжьем. Для его охраны были построены десятки крепостей и городищ, часть которых была обследована – это огузские городища близ подъема Карагуз, урочища Жезды, Старого Бейнеу [7, 8].    Интереснейший средневековый памятник находится в урочище Ак-мыш – городище Кзыл-кала. Проведенные раскопки выявили здесь общественные и жилые здания, печи для выделки кирпича. Многочисленные вещественные находки позволили установить, что городище было основано хорезмийцами в период завоевания Мангышлака хорезмшахами. В пяти километрах к востоку от Кзыл-калы находится один из самых красивых и труднодоступных памятников – огузское городище Шеркала (в древности город Манкышлат), захваченное и разрушенное хорезмшахом Атсызом в XI в. В ходе исследования городища Кетик близ города Форт-Шевченко были обнаружены развалины караван сарая.    В 2002 г. в ходе экспедиции, организованной Мангистауским историко-культурным заповедником были обнаружены восьмиметровый вал над уровнем моря площадью 300 на 200 квадратных метров, на котором расположились 16 захоронений, включающих: останки мужчины, железный нож, железный наконечник, точильный камень, так называемая бусина из мела, три наконечника бронзовых стрел, остаток клинка, кости лошади, что может подтвердить традицию рядом с воином хоронить его коня [8].     Работы по исследованию подобных находок дают новую информацию о древних народах сако-масагетского периода, кочевавших в данной местности [4].     Памятники культуры Мангышлака являются вещественными документами в определении связей с главнейшими очагами культуры эпохи бронзы, раннего и позднего железных веков. Древние выработки меди в горах Каратау, многочисленные степные курганы, орнаментированные пряжки, хранящиеся в музеях г. Актау и г. Форт-Шевченко могут служить доказательством присутствия на Мангышлаке носителей скифской культуры [4, 7].    Исключительная роль племен и народов, населявших территорию Мангышлака, в становлении евразийской цивилизации общепризнанна. Особенности духовной культуры и самобытного искусства этих народов раскрывают многочисленные памятники материальной культуры: наскальные рисунки, святилища эпохи бронзы, курганные комплексы сакского и усуньского периодов, археологический и этнографический материал от эпохи бронзы до позднего средневековья. Ценности истории и культуры являются главным движущим фактором развития познавательного туризма2, 14].','./files/3(50)/152-158.pdf','','','ФИЗИЧЕСКАЯ ГЕОГРАФИЯ И БИОГЕОГРАФИЯ,ГЕОГРАФИЯ ПОЧВ И ГЕОХИМИЯ ЛАНДШАФТОВ','PHYSICAL GEOGRAPHY AND BIOGEOGRAPHY, SOIL GEOGRAPHY AND LANDSCAPE GEOCHEMISTRY','152-158');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('3','2013','2014-2-27 16:12:27','Морфодинамические условия формирования селевых потоков на Северо-Западном и Западном Кавказе','Morfolitodynamicnatural conditions of formation on the Nord-Westernand Western Caucasusof Mudflows','             Сформулировано понятие «морфолитодинамические условия формирования селевых потоков». Это понятие включает комплекс эндогенных и экзогенных процессов, развитых на территории Северо-Западного Кавказа. Рассматриваются особенности этого комплекса и влияние на формирование селевых потоков. Установлена приуроченность селевых потоков к зонам тектонических разломов и горным массивам с трещиноватыми горными породами. Отмечается тесная связь сейсмических явлений с формированием селевых потоков. Сильные землетрясения активизируют оползневые и селевые процессы и явления и как бы являются спусковым крючком для зарождения селевого потока. Анализируются природные условия и факторы, которые активизируют экзогенные процессы, среди которых ярко проявляются селевые процессы и явления. Установлены источники твердого питания селевых потоков, к которым относятся оползневые массивы, осыпи, обвалы, речные и склоновые отложения. Выявлены механизмы возникновения селевых потоков: эрозионный, прорывной и обвальный Главную роль в образовании селевых потоков играют ливневые осадки и массовое скопление рыхлого материала в истоках малых рек. Отмечено усиление селевой активности в последнее десятилетие нашего века, которое связано с глобальным изменением климата и активизацией хозяйственной и рекреационной деятельности. В данной работе описываются негативные последствия, возникающие при строительстве многих олимпийских и рекреационных объектов. Отмечено скопление грунтов, являющего источником твердого материала селевых потоков, которые получили названия антропогенных селей. Сделано описание наиболее крупных селевых потоков в бассейне р. Мзымта, которые часто сходили в 2012 г. и в феврале и марте 2013 г. ','           The concept «morfolitodinamic conditions of mudflows formation» is formulated. This concept includes a complex of endogenetic and ekzogenous processes to develope on the Nord - Western Caucasus. Features of this complex and influence on formation of mudflows are considered.The proximity of mudflows to tectonic faults and a mountain massifs with fissure rocks is established. Close connection of the seismic phenomena with formation of mudflows is noted. Strong earthquakes intensify landslides and mudflows processes and as though are a trigger for origin of a mudflows. Conditions and factors which intensify ekzogenous processes are analyzed. Mudflow processes and the phenomenes are brightly shown. Sources of a mudflows hard component of are established. Ones supply landslide massive, taluses, rockfalls, fluvial and slope sediments. Erosional, cut-off and rockfall mechanisms of mudflows emergence are revealed. The heavy rains and a mass of a friable material in the small rivers head is played the leading role in mudflow formation. In the last decade of our century strengthening of mudflow activity is noted. One is connected with global climate change and activization of economic and recreational works. The negative consequences of building of many Olympic and recreational objects are described. The description of the largest mudflows in 2012 and , February and March 2013 is made in the Mzymta river basin. ',',190,191,','морфолитодинамические условия,геодинамические процессы,сейсмическая активность,выветривание,экзогенные процессы,гравитационные процессы,эрозия,антропогенные процессы','morfolitodinamic natural conditions,geodynamic processes,seismic activity,aeration,exogenous processes,gravitational processes,erosion,anthropogenous processes','Введение    Морфолитодинамические условия – это совокупность природных процессов, тектонических движений, сейсмических явлений, вулканизма и сил гравитации, характерных для определенной территории. Неотектонические и современные движения совместно с климатическими условиями создают базис для развития многих экзогенных процессов. Можно предположить, что тектонические движения разной направленности и интенсивности во многом определяют развитие рельефообразующих процессов, в том числе и селевых явлений. Несмотря на достаточно хорошую изученность селевых процессов и явлений Кавказа, остаются малоисследованными условия и факторы их формирования, в том числе комплекс морфолитодинамических условий [6, 12, 13].    Цель данной работы – отразить роль эндогенных и экзогенных условий и факторов в формировании селевых потоков. При этом необходимо уделить особое внимание современным геодинамическим процессам, развитым в горной части Краснодарского края, которые в последние годы наносят ощутимый ущерб многим населенным пунктам, хозяйственным и рекреационным объектам.        Результаты исследований    Современные тектонические и геодинамические процессы.     Тектонические и геодинамические процессы в большей мере определяют особенности распространения селевых потоков и их приуроченность к разрывным зонам (разломам и зонам трещиноватости). Основными геодинамическими процессами на Черноморском побережье Кавказа являются: из эндогенных – современные тектонические движения и землетрясения, из экзогенных – абразия, эрозия, обвалы, осыпи, сели, а также антропогенные процессы [13].    Неотектонические движения почти всегда контролируют мощность и состав четвертичных отложений, которые принимают участие в образовании селевых потоков.    Продолжающееся активное тектоническое развитие рассматриваемой части Кавказа подтверждается повышенной сейсмичностью Черноморского побережья, относящегося к 8–9 бальной зоне. По данным исследований, современные тектонические поднятия суши в районе к северу от Туапсе составляет 1 мм/год; в районе Новороссийска происходит опускание побережья с такой же скоростью. На участке к югу от Туапсе наблюдаются нарастающие опускания. Скорость их, в общем, соизмерима со скоростью поднятий, но иногда значительно превышает их. В этом отношении выделяются районы Туапсе, Лоо и междуречья Мзымта – Псоу, где скорости опускания составляют 1,6–2,8 мм/год. В связи с опусканием участков побережья происходит постепенное подтопление и затопление части территории и отступление берега, иногда до нескольких метров за десятилетие [14].    В рассматриваемом регионе наблюдаются дифференцированные тектонические движения, которые обуславливают повышенную трещиноватость горных пород, их раздробленность, скопление по определенным направлениям рыхлых отложений значительной мощности, которые являются источником твердой составляющей селевых потоков.    В пределах исследуемой территории, т.е. на южном склоне Западного и Северо-Западного Кавказа можно выделить несколько продольных блоков, испытывающих резкие дифференцированные движения относительно друг друга.    К их числу относятся: антиклинорий Главного хребта, геосинклиналь Ахцу-Кацирха, Адлерская тектоническая депрессия, Чвежипсинская зона. Для каждой из них свойственны определенные экзогенные процессы. Селевые процессы и явления характерны для указанных блоков за исключением Адлерской тектонической зоны.    К активным участкам разломов приурочены наиболее интенсивные проявления экзогенных процессов (оползни, обвалы, сели). Наибольшие градиенты тектонических движений характерны для участков пересечения продольных и поперечных разломных структур, таких как Тупсинская, Новороссийская, Вуланская, Джубская зоны, зона Курджипско-Адлерских разломов, в районах которых часто образуются селевые потоки.    Современные движения Кавказа сильно дифференцированы и характеризуются значительными скоростями и высокими градиентами. Современные движения Большого Кавказа хорошо отображают особенности его морфоструктуры – наблюдается продольная зональность, выраженная в нарастании скоростей в меридиональном направлении от периферии горного сооружения к его осевой части и сопровождающаяся значительными градиентами. Скорости движений в предгорьях меняются от +2 мм/год до 12 мм/год в осевой зоне. В районе Красной Поляны скорость вертикальные тектонические движения составляют 8–9 мм в год.    Амплитуды движений по разломам в рассматриваемом районе составляют десятки, реже первые сотни метров. Для крупного Монастырского сброса суммарная амплитуда вертикальны тектонических движений в плейстоцене-неогене составила 700–750 метров, что соответствует 0,15–0,2 мм/год. В районе этого взброса в последние десятилетия наблюдается сход оползней и селевых потоков различной мощности [5].    Сейсмическая активность обусловлена интенсивностью современных тектонических движений. Южный склон Большого Кавказа характеризуется высокой сейсмической активностью. Наиболее активным в сейсмическом отношении являются районы Сочи, Красной Поляны, Головинки и Лесного. Например, в районе Красной Поляны 28 января 1909 г. было зарегистрировано землетрясение силой 6 баллов, 21–27 декабря 1955 г. – 7–8 баллов, 3 января 1956 г. – 6–7 баллов. Эпицентры землетрясений распространены очень неравномерно. Эпицентры этих землетрясений силой 6 баллов сосредоточены в сравнительно узкой полосе вдоль кавказского берега Черного моря от г. Сочи до г. Батуми. Наибольшее их число зафиксировано у Красной Поляны, на хребте Ачишхо, в районе Адлера, Сочи и устья р. Шахе. Все очаги землетрясений в этом районе связаны с тектоническими разрывными нарушениями в земной коре. Очаги землетрясений в районе Сочи совпадают с Пластунским надвигом, их глубина колеблется в довольно широких пределах от 2 до 15 км. В общем плане зона землетрясений Сочи – Красная Поляна приурочена к полосе поперечных региональных разрывных тектонических структур, которая протягивается через Главный хребет и устье р. Белой (приток р. Кубани) к Ейскому полуострову. Вторым районом на Черноморском побережье, наиболее активным в сейсмическом отношении, считается участок между Новороссийском и Анапой, характеризующийся большой контрастностью современных тектонических движений [14].    Землетрясения как результат разрядки напряжений в земной коре, обусловленных тектоническими процессами, вызывают катастрофическое проявление экзогенных процессов, таких как оползни, обвалы и сели. Например, обвал в ущелье Ахцу в январе 1968 г. и слабое землетрясение спровоцировало обвал скалы, который запрудил р. Мзымту и создал озеро вблизи пос. Кепша. При искусственном спуске этого озера возник селевой паводок ниже по течению р. Мзымта [5].    Экзогенные процессы. Разнообразие литологического состава пород, горный рельеф, значительное увлажнение и другие особенности климата обусловили интенсивное развитие на рассматриваемой территории экзогенных процессов, в том числе и селевые процессы и явления, видоизменяющих рельеф местности. Наиболее ярко здесь выветривание, флювиальные, делювиальные, гравитационные и антропогенные процессы и явления.    Выветривание. Сущность выветривания – разрушение покровных толщ и материнских горных пород, которое происходит постоянно. Процессы физического и механического выветривания, как правило, вызываются атмосферными агентами: резким различием между дневным нагреванием и ночным охлаждением поверхности горных склонов [11].    Различное залегание слоистых и массивных пород по отношению к топографической поверхности склонов и трещиноватость их наряду с другими особенностями и свойствами пород (крепость, мощность слоев, противоденудационная устойчивость и др.) определяют неравномерность физического выветривания, следовательно, неодинаковое сосредоточение в селевом водосборе очагов накопления обломочного материала. Наряду с указанными видами выветривания на Черноморском побережье проявляется химическое и органическое выветривание, которые активно разрушают известняковые горные породы, горные породы терригенно-карбонатного флиша, широко распространенного на рассматриваемой территории. На интенсивность выветривания горных пород существенно влияют также их текстурные и структурные особенности.    На Черноморском побережье широко распространены комплексы пород терригенного и терригенно-карбонатного флиша (Новороссийско-Лазаревская флишевая зона), в которых активно протекаю процессы физического и химического выветривания [1]. Процессы выветривания наиболее активно протекают в глинистых породах (аргиллиты, мергели), проникая в глубину до 10-20 м и подготавливая условия для формирования осыпей, оползней и возникновения обвалов в скальных породах и селевых потоков.    В результате интенсивных процессов выветривания рыхлый материал накапливается в большом количестве в денудационных воронках, эрозионных врезах и в руслах малых рек. При продолжительных и сильных атмосферных осадках происходит увлажнение рыхлой массы и дальнейший сдвиг вниз по склонам, определяющих начало селевого процесса.    Флювиальные процессы на рассматриваемой территории развиты повсеместно и связаны с деятельностью поверхностных вод, источником образования которых являются атмосферные осадки и реже смерчи. Повсеместно наблюдается деятельность плоскостного смыва. Материалы смыва на отдельных участках у основания склонов образуют делювиально-пролювиальные шлейфы, которые часто вовлекаются в селевой процесс [2]. В зависимости от тектонических условий и литологического состава горных пород на реках с различной интенсивностью проявляется боковая и глубинная эрозия. На участках залегания твёрдых горных пород эрозия имеет линейную направленность, обуславливающую формирование глубоко врезанных форм эрозионного расчленения. Водно-эрозионные процессы, обусловленные выходом подземных источников, активно проявляются в формировании щелей, боковых притоков рек. Там же, где река течёт в межгорных котловинах, выполненных глинистыми сланцами нижней юры, скорость течения замедляется – преобладает боковая эрозия. Здесь формируется каменистая пойма, образуются галечниковые острова, а в местах подмыва происходит деформация берегов.    Различное сочетание геологического строения речных бассейнов, почвенно-растительного покрова, климатических условий со значительной орографической пересечённостью обуславливает различный характер и степень эрозионных процессов. Формированию речных наносов способствуют современные тектонические движения и связанная с ними сейсмичность, а также развитие солифлюкционных и гравитационных процессов. В образовании речных наносов основная роль принадлежит процессам физического выветривания, денудации и эрозии.    Все эти процессы, происходящие в высокогорной зоне, эрозионные и гравитационные явления (оползни, обвалы, оплывины) в среднегорной зоне способствуют скоплению огромного количества рыхлообломочного материала. В бассейнах рек, где почвенный покров надёжно прикрыт растительностью, препятствующей интенсивному развитию эоловых и водно-эрозионных процессов, выветривание горных пород значительно ослаблено. Благодаря таким процессам в верховьях бассейнов накапливается большое количество материала для формирования влекомых по дну наносов, которые вниз по течению постепенно окатываются, истираются и, измельчаясь, достигают устьевых областей (рис. 1) [10].    Горные реки производят огромную эрозионно-аккумулятивную работу. Они разрабатывают глубокие ущелья, при выходе в предгорную область и затем на равнине отлагают большое количество твёрдого материала, часто образуя мощные конусы выносов. В период снеготаяния в горах, а также выпадения продолжительных и интенсивных ливней, реки и временные водотоки часто превращаются в бурные селевые паводки, несут большое количество твёрдого материала, включающего мелкие и крупные фракции.    В верховьях рек, как правило, доля взвешенных наносов небольшая, так как реки, протекающие в каньонах (ущельях), незначительно снабжаются мелкозёмом, а крупнообломочный материал – продукт распада горных пород – не успевает превратиться в мелкие фракции и транспортироваться вниз по реке во взвешенном состоянии. Поэтому здесь доля влекомых наносов превалирует над взвешенными наносами. Интенсивное накопление крупного материала происходит в зоне высот от 500 до 2500 м. Ниже по течению происходит закономерное изменение соотношения между мелкими и крупными фракциями.             Рис. 1. Скопление рыхлого материала в истоках р. Сулимовской (левый приток р. Мзымта) привело к сходу селевого потока в 2007 г.      (Фото Ю.В. Ефремова)           Оползневые процессы широко распространены в основном на участке развития терригенных песчано-глинистых пород и гораздо меньше – на участках, сложенных карбонатными породами флиша. Оползни часто подпруживают реку. Селевая катастрофа обусловлена прорывом запруды скопившимися за ней массами воды. Оползневые очаги отмечены в селевых бассейнах Греческой щели и Первого Мессажая (г. Туапсе), в полосе Черноморской железной дороги, вдоль автодороги Новороссийск – Сухуми (54 км, Михайловский и Пшадский перевалы), в долине ручья Шаумянского (приток р. Дагомыс), в левобережье р. Мзымты у п. Красная Поляна, в левобережье р. Ходзь в ауле Ходзь, в с. Татьяновка [15].    Гравитационные процессы (камнепады, обвалы, осыпи) распространены во всех горных районах Черноморского побережья, образуя у подножий склонов долин рек шлейф делювиально - колювиальных отложений, которые соединяются со склонами долин. Обвалы и осыпи особенно часто наблюдаются на крутых склонах, лишенных растительности, где располагаются крупноглыбовые обвальные скопления, образованию которых способствуют оползни по юрским глинистым сланцам.    Примером селевого очага обвального типа может служить сель, образовавшийся весной 1964 года в верховьях безымянной балки у кордона 3-я Рота (правобережье р. М. Лаба). Обвал произошел в сильно трещиноватых сланцах во время сильного ливня. Мелкообломочная составляющая обвала, а также разжиженный балочный щебнисто-суглинистый аллювий, в результате сдвигающих усилий обвала, объемом около 1 млн. м3, образовали грязекаменный поток объемом около 350 тыс. м3. Подобные сели характерны для большинства проявлений района г. Фишт и плато Лаго-Наки [10].    Антропогенные процессы связаны с интенсивным освоением территории и обусловлены вырубкой лесов, строительством дорог, населённых пунктов, промышленных и гражданских сооружений и др. С ними связаны обвально-оползневые деформации склонов, активизация эрозионных и абразионных процессов, и на ряде участков их роль в этих процессах является ведущей. В результате хозяйственной деятельности в пределах водосборов часть лесов была вырублена. Рубки приводят к механическому нарушению склонов, прокладке лесовозных дорог, которые часто становятся местными водосборами, изменяются водно-физические и физико-механические свойства почвы. Создаются благоприятные условия для увлажнения склонов, находящихся в состоянии неустойчивого равновесия.    Вследствие потери равновесия возникают условия для образования оползней и селей. Вследствие отрицательной роли антропогенного фактора начали развиваться селевые явления и на Черноморском побережье: в районе Новороссийска, участках Джубга – Туапсе – Сочи и Адлер – Красная Поляна, где горные склоны разрушаются в результате уничтожения растительности и размыва многочисленных горных выработок. В последние годы значительно возросла активность селевых процессов и явлений в бассейне р. Мзымта. Здесь строятся олимпийские и рекреационные объекты. Многие из них находятся в селеопасных зонах. Рыхлые отложения, возникшие при строительстве федеральной трассы гор лыжного курорта «Роза Хутор» и других объектов, сбрасывались в русла мелких рек, впадающих в р. Мзымта. Скопление рыхлого субстрата привело к формированию селевых потоков, которые в предыдущие годы здесь не наблюдались.    Массовый сход селей отмечался весной, в апреле 2012 г. После значительного потепления и продолжительных ливней 02, 10, 12 апреля с левого склона р. Мзымта сошли селевые потоки. Они перекрыли строящуюся федеральную автотрассу и подпрудили р Мзымта. При этом были разрушены некоторые строительные конструкции и засыпано полотно дороги на протяжении одного километра. Основным источником твердой составляющей селей были грунтовые отвалы, сброшенные в верховья малых рек и эрозионных врезов. Во время схода селевого потока 10 апреля была повреждена селевая галерея объем селевых отложений составлял от 2 000 до 12 000 куб. м (рис. 2) [3].                Рис. 2. При сходе селевого потока в апреле 2012 г. по одному из ручьев (левый приток р. Мзымта) была уничтожена гофрированная труба противоселевой галереи (Фото Ю.В. Ефремова)    Подобная непродуманная хозяйственная деятельность при строительстве олимпийских объектов может вызвать проблемы обеспечения экологической и энергетической безопасности объектов в горном кластере зимних олимпийских игр Сочи 2014 [7, 9].     Выводы   1. Формирование селевых потоков в указанном регионе происходит при сложном взаимодействии многих природных процессов, которые объединяются в различные комплексы природных условий и факторов, входящих в сложную структурную систему селевого морфолитогенеза.   2. Морфолитодинамические комплексы природных условий включают многие эндогенные и экзогенные процессы, которые существенным образом влияют на развитие селевых процессов и явлений, их типов, интенсивности и мощности селевых отложений.   3. В последнее десятилетие в результате активной хозяйственной и рекреационной деятельности на Черноморском побережье Кавказа возросло число антропогенных селевых потоков. Особенно ощутимо их воздействие на строящиеся объекты в горном кластере Зимних олимпийских игр. Усиление селевой опасности вызвано не продуманным складированием рыхлых отложений при строительстве линейных сооружений: дорог, ЛЭП, газопроводов. Эти отложения сваливались в верховья малых рек, в которых при таянии снега или выпадении атмосферных осадков происходило обильное увлажнение грунтов, которое спровоцировало сход селевых потоков.','./files/3(50)/158-168.pdf','','','ФИЗИЧЕСКАЯ ГЕОГРАФИЯ И БИОГЕОГРАФИЯ,ГЕОГРАФИЯ ПОЧВ И ГЕОХИМИЯ ЛАНДШАФТОВ','PHYSICAL GEOGRAPHY AND BIOGEOGRAPHY, SOIL GEOGRAPHY AND LANDSCAPE GEOCHEMISTRY','158-168');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('3','2013','2014-2-27 16:12:27','Химический состав пластовых вод и их влияние на загрязнение почвы','Chemical composition of formation waters and their influence on contamination of soils','           В данной статье описано, что в последнее время с ростом добычи нефти и газа увеличивается экологическая опасность данного топливно-энергетического комплекса. На данный момент в связи с интенсификацией добычи нефти и газа, сопутствующие пластовые минерализованные воды являются одним из приоритетных источников загрязнения окружающей среды, а в частности почвенного покрова. Целью нашего исследования являлось изучение химического состава, физико-химических свойств пластовых вод и их влияния на почвенный покров и растительность при разливе. Объектами наших исследований служили пробы пластовой воды, отобранные с различных нефтяных месторождений юго-восточной части Республики Калмыкии. В статье представлены результаты анализа гидрохимического состава исследуемых минерализованных пластовых вод и на их основе наглядно показано распределение ионов в исследуемых пробах. Отмеченные высокие концентрации ионов в исследуемых пробах пластовых вод вызывает засоление почв. В статье представлено соотношение гидрогеохимических показателей (различных генетических коэффициентов и коэффициента метаморфизации) и физико-химические свойства исследуемых пластовых вод, расположенных  на территории юго-восточной части Республики Калмыкии.           На основе результатов анализов исследуемые пробы пластовых вод были охарактеризованы с точки зрения различных классификаций, применяемых в нефтегазовой гидрогеологии. На основе полученных сведений, были сделаны выводы и отмечено, что гидрохимический состав пластовых минерализованных вод  резко изменяет состояние экосистем, а в частности, приводит к деградации биоценозов и почвенного покрова при разливе этих минерализованных пластовых вод. ','           This article explains that in recent years with the growth of oil and gas to the environmental hazard of the fuel and energy complex. At the moment, due to the intensification of oil and gas reservoir associated saline water is one of the priority sources of pollution, and in particular the soil. The aim of our study was to investigate the chemical composition, physical and chemical properties of the produced water and its impact on soil and vegetation of a spill. The objects of our study were produced water samples were selected from different oil fields in the south-eastern part of the Republic of Kalmykia. The results of the analysis of hydrochemical study of saline formation water, and based on them clearly shows the distribution of ions in the test samples. Reported high concentrations of ions in the test samples of formation water causes soil salinity. The article shows the relationship of hydrogeochemical parameters (different genetic factors and factor metamorphism) and physico-chemical properties of this formation water located in the south-eastern part of the Republic of Kalmykia. On the basis of analysis of the investigated samples of formation water were characterized in terms of different classifications in petroleum hydrogeology. Based on these results, it was concluded and noted that hydrochemical composition of saline water reservoir dramatically changes the state of ecosystems, and in particular, leads to the degradation of soil biocenosis and a spill of mineralized formation water. ',',192,193,','пластовые воды,гидрохимический состав,гидрогеохимические показатели,засоление','reservoir water,hydrochemical composition,hydrogeochemical indicators salinity,','Добыча углеводородного сырья сопровождается огромным ущербом для биосферы, хотя сопутствующие этому виду деятельности негативные процессы не являются неизбежными [1]. Рост добычи углеводородного сырья осуществляется за счет освоения новых месторождений, что значительно увеличивает экологическую опасность данного производства. Предприятия топливно-энергетического комплекса России, в том числе – по добыче и переработке нефти, несмотря на снижение объемов производства, остаются крупнейшим в промышленности источником загрязнителей окружающей среды. На их долю приходится около 48 % выбросов вредных веществ в атмосферу, 27 % сброса загрязненных сточных вод, свыше 30 % твердых отходов и до 70 % общего объема парниковых газов.     На территории России, по экспертным оценкам, за весь период разведки и эксплуатации недр глубоким бурением на нефть и газ было пробурено около 1 500 000 скважин разного типа: геологоразведочных и эксплуатационных. По оценкам ученых, в настоящее время примерно 4–5 % скважин нераспределенного фонда могут оказаться опасными, и их число постоянно растет. Скважины, даже законсервированные и ликвидированные по всем правилам и нормам, представляют потенциальную опасность для окружающей среды. Под влиянием изменений в земной коре они могут в любой момент утратить герметичность, что повлечет за собой выделение нефти, газа, сероводорода, пластового рассола.    Бурение скважин нарушает естественную целостность почвенно-грунтовой толщи и сопровождается выбросами на поверхность, как правило, засоленных подстилающих пород в составе буровых шламов и минерализованных пластовых вод, а иногда и нефтегазовых флюидов.    Выброшенные на поверхность шламы изменяют микрорельеф территории и являются источниками вторичного засоления почв вокруг скважин. Подземные воды могут иметь различный состав. Они являются полиингредиентным полютантом, обладающим высокой геохимической активностью и токсичностью. В их составе присутствуют нефтяные углеводороды, разнообразные соли и механические примеси, которые, поглощаясь почвой и, поступая в грунтовые воды, резко изменяют их химические и физико-химические свойства – солевой состав, щелочность, реакцию почвенных суспензий, почвенно-поглощающий комплекс, нарушают водно-воздушный режим и углеродно-азотный баланс, изменяют почвенную структуру [13].    Ввод в эксплуатацию новых и разработка старых месторождений сопровождается отрицательным воздействием на компоненты природных комплексов. Техногенное воздействие осуществляется на все природные среды – поверхностные воды, атмосферный воздух, землю. В результате различных форм воздействия происходит ухудшение качественного состояния природных компонентов, что, в свою очередь, отражается на общей биологической продуктивности. При разработке и эксплуатации месторождений нефти и газа объектами трансформации свойств экосистем и их функций являются площадки разведочного бурения, кусты скважин, ДНС, КНС, станции подготовки и перекачки нефти, автодороги, трубопроводы.    Основное воздействие заключается в нарушении и уничтожении растительного покрова в пределах площадей отвода.    Загрязнение почв в процессе регламентных и, особенно, аварийных выбросов (сбросов) загрязняющих веществ приводит к снижению темпов почвообразования и роста растительности. Ухудшение гидрохимического состава поверхностных вод ведет к уменьшению видового разнообразия и количества гидробионтов, а также растительных организмов [1].    Самым распространенным и трудно восстановимым объектом, на который оказывается негативное влияние при добыче нефти, является почва. Почвенный покров – основной элемент ландшафта – первым принимает на себя «экологический удар». В связи с механическим нарушением и нередко химическим загрязнением происходит постепенная деградация почв, которая стала одной из основных экологических проблем нефтегазового комплекса.     Почвенный покров, являясь неотъемлемым компонентом природной среды, участвует в жизни биогеоценозов и биосферы в целом. Он связывает воедино круговорот биофильных элементов, является мощным аккумулятивным и сорбционным барьером. Особые свойства и функции почв проявляются в их плодородии, саморазвитии и способности проявлять устойчивость к различным антропогенным воздействиям [3, 10].     Острота проблемы защиты почв и растений от вредного воздействия нефтедобычи и нефтеперерабатывающего производства состоит и в том, что нефтедобычей заняты большие территории: нефтегазоносные и перспективные бассейны, по данным Т.И. Артемьевой, занимают более трети суши земного шара. Территории нефтеразработок составляют сотни квадратных километров, причем значительная часть их еще не изъята из сельскохозяйственного пользования [1].     Однако в настоящее время из-за несовершенства или нарушения технологии добычи нефть, нефтепродукты и попутные пластовые воды являются приоритетными загрязнителями окружающей среды. Нефтяная промышленность по опасности воздействия на среду занимает третье место в числе 130 отраслей современного производства[7].    Пластовые воды, добываемые с нефтью и образующие с ней дисперсную систему, содержат, как правило, значительное количество растворимых минеральных солей. По химическому составу пластовые воды делят на хлоркальцевые, состоящие в основном из смеси растворов хлорида натрия, магния и кальция, и щелочные. Последние, в свою очередь, можно разделить на хлориднощелочные  и хлоридно-сульфатщелочные.    Своеобразный солевой и микроэлементный состав пластовых минерализованных вод резко изменяет состояние экосистем, приводит к деградации биоценозов, причем скорость трансформации почвенного комплекса много выше, чем при разливах нефти, а самоочищение идет медленнее [2].     Заметная потеря продуктивности загрязненных земель и быстрая деградация ландшафта определяют необходимость изучения процессов, которые обуславливают их трансформацию. Утрата плодородия почвы вследствие ее засоления и осолонцевания, то есть, насыщения почвенного поглощающего комплекса обменным натрием, является основной причиной гибели растений при таком загрязнении.     Современная нефтегазодобывающая промышленность Калмыкии базируется преимущественно на месторождениях кряжа Карпинского, приуроченных к мезозойному нефтегазоносному этажу. Однако основные перспективы нефтегазоносности связываются с подсолевым палеозоем, промышленная нефтегазоопасность которого доказана открытием в смежных областях Прикаспийской впадины крупных месторождений.    Целью исследования являлось изучение состава, физико-химических свойств пластовых вод и их влияния на почвенный покров.    Объектами исследований служили пробы воды, отобранные с различных нефтяных месторождений (Восточно-Камышанское, Комсомольское, Курганное, Калининское и Екатерининское), расположенных в юго-восточной части РК.     Восточно-Камышанское месторождение приурочено Каспийско-камышанской структурной ступени, которая осложняет южный склон вала Карпинского. Месторождение разрабатывается с 1972 г. и представляет собой антиклиналь, вытянутую в юго-восточном направлении.    Курганное месторождение приурочено к брахианти-клинали субширотного простирания, осложненной с юга и востока сбросами. Месторождение эксплуатируется с 1972 г.    Калининское месторождение в тектоническом отношении приурочено к одноименному поднятию. Разрабатывается месторождение с 1989 г.    Екатерининское и Комсомольское месторождения в тектоническом отношении входят состав антиклинальной зоны, осложняющий склон вала Карпинского. Месторождения эксплуатируются с 1976 г.    Результаты многочисленных исследований минерального состава пластовых вод показывают, что основную долю растворенных веществ составляют хлориды натрия, магния и кальция. Кроме них (в зависимости от месторождения) могут присутствовать йодистые и бромистые соли щелочных и щелочноземельных металлов, сульфиды натрия, железа, кальция, соли ванадия мышьяка, германия и других. Но в отличии от хлоридов, содержание которых исчисляется процентами и десятками процентов от общего количества растворенного вещества, содержание остальных солей исчисляется сотыми, тысячными и еще меньшими долями процентов. Доминирование  в химическом составе пластовых вод ионов Cl- и Na+ делает эти химические элементы важными индикаторами техногенной нагрузки на экосистемы [5].    Техногенное засоление почв на нефтяных месторождениях явление довольно частое, оно вызвано изливающимися на поверхность техногенными потоками, отличающимися высокой минерализацией вод с преобладанием в солевом комплексе хлорида натрия. Засоление обусловливает резкое изменение свойств почв и вызывает обеднение или перерождение растительного покрова. В первую очередь, это касается солонцеватых почв. Почвенные коллоиды, насыщенные натрием, подвергаются пептизации, почвенные агрегаты распадаются, и физические свойства почвы меняются. Наиболее очевидны изменения плотности, агрегатного и механического состава почв [6].    При нарушении равновесия в системе (пластовой воде), соли выпадают в осадок и забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, способствуют процессам солеотложения и коррозии трубопроводов и оборудования [4, 12].     Поступление пластовых вод в грунтовые воды приводит к росту минерализации, увеличению доли хлоридов в их составе, а также расширяет зону воздействия пластовых вод за пределы видимых нарушений [11, 15].    На всех этапах необходимо проводить контроль состава среды с помощью лабораторных анализов с установлением точных концентраций основных компонентов. В настоящее время стандартным является шестикомпонентный анализ, который представлен в таблице 1. Карбонат-ион (CO32-) во всех пробах воды отсутствует. Также были определены физические свойства и гидрогеохимические показатели воды (табл. 2).      Таблица 1 Гидрохимический состав проб вод месторожденийМесторождениеПлотностьг/см3      Ионы            Cl-HCO3-SO42-Ca2+Mg2+Na++K+Комсомольское1,072595561680317,295,29,480,28200410234019525926,61080,4Курганное1,07731171503300488,14836,120,75110005502280190616502568,8Калининское1,0904744452100378,316,290,641,8912400620696058021794,16908,09Восточно-Камышанское1,0788631901780256,284,259,051,237400370168014030610,321275,43Екатерининское      1,0701514751450610,18109,60,2750037,5120010023664,8985,2      Таблица 2       Физические и гидрогеохимические показатели проб вод месторожденийМесторождениерНМинерализация мг/лSO4ClNaClCaNaCa+MgNaКомсомольское      53370,80,00010,640,380,56Курганное      56617,50,00030,780,210,29Калининское      54216,180,0010,430,681,32Восточно-Камышанское      53570,80,00090,720,290,4Екатерининское      52920,40,00020,680,0380,14          Исходя из данных таблиц, мы видим, что среди катионов наблюдается доминирование ионов Na+ и K+. Наибольшее содержание этих ионов отмечено в пробе воды Курганного месторождения. А среди анионов преобладают ионы Cl- и наибольшее содержание отмечено в пробе воды Курганного месторождения. На основе данных гидрохимического состава мы составили графики распределения катионов и анионов в пробах воды (рис.1).    По гидрогеохимическим показателям все исследуемые пробы пластовых вод относятся к рассолам:     • с умеренным влиянием рапы соляных отложений- проба воды Калининского месторождения(r(Na/Cl)^0,5,  r(Ca/Na)>0,5, r(Ca+Mg/Na)>l);    • без существенного влияния рапы – пробы вод Комсомольского, Курганного, Восточно-Камышанского месторождений (r(Na/Cl)=0,5–0,8, r(Ca/Na)=0,2 - 0,5, r(Ca+Mg/Na)=0,2 – 1);    • частично подвергшиеся влиянию каменной соли или минерализованной промывочной жидкости- проба воды Екатерининского месторождения (r(Ca/Na)^0,2 и r(Ca+Mg/Na)^0,2).    Внезапное увеличение концентраций NaCl в среде приводит к скачкообразному увеличению ионной проницаемости корневой системы.            Рис. 1. Распределение катионов и анионов (мг-экв/л) в исследуемых пробах воды (1 – Комсомольское, 2 – Курганное, 3 – Калининское,       4 – Восточно-Камышанское, 5 – Екатерининское месторождения)          Согласно Б.П. Строгонову [11], по степени засоления различают практически незасоленные, слабозасоленные, среднезасоленные почвы и солончаки. Тип засоления определяется по содержанию анионов в почве: хлоридное, сульфатное, сульфатно-хлоридное, хлоридно-сульфатные и карбонатное. Преобладающим катионом в таких почвах является натрий, но встречаются также карбонатно-магниевое (кальциевое) и хлоридно-магниевое (кальциевое) засоление [8].       Рис.2. Распределение гидрогеохимического коэффициента- rNa/Cl в исследуемых пробах воды (1 – Комсомольское, 2 – Курганное, 3 – Калининское,    4 – Восточно-Камышанское, 5 – Екатерининское месторождения)      Рис. 3. Распределение гидрогеохимического коэффициента- rSO4/Cl в исследуемых пробах воды (1 – Комсомольское, 2 – Курганное, 3 – Калининское,             4 – Восточно-Камышанское, 5 – Екатерининское месторождения)        На рис. 2, 3 и 4 изображено распределение таких гидрогеохимических коэффициентов, как rNa/Cl ,rSO4/Cl, rCa/Na, rCa+Mg/Na. На рис. 2 мы видим, что в пробе воды Курганного месторождения  наблюдается превышение коэффициента rNa/Cl по отношению с остальными пробами вод. А на рис. 3 отмечаем, что в пробе воды Калининского месторождения коэффициент rSO4/Cl превышен по отношению к другим пробам.    На рис. 4 видим, что 2 гидрогеохимических коэффициента значительно превышены в пробе воды № 3, т.е. Калининского месторождения.    В настоящее время существует довольно много классификации природных вод по химическому составу, но распространение получили немногие. Наиболее часто используемыми в нефтегазовой гидрогеологии являются классификации Р.Пальмера и В.А.Сулина [14]. Исходя из этого, мы охарактеризовали пробы вод данных месторождений по этим классификациям.      Рис. 4. Распределение гидрогеохимических коэффициентов- rCa/Na, rCa+Mg/Na  в исследуемых пробах воды (1 – Комсомольское, 2 – Курганное, 3 – Калининское,             4 – Восточно-Камышанское, 5 – Екатерининское месторождения)          По Пальмеру выделяются классы по соотношению сумм ионов металлов и кислот. Р.Пальмер выделяет солевые характеристики. Первая соленость обусловлена солями оснований и сильных кислот. Вторая соленость определяется солями щелочноземельных металлов и сильных кислот. Первая щелочность обусловливается солями щелочных металлов и солями слабых кислот. Вторая щелочность – наличие солей щелочноземельных металлов и слабых кислот.     По Пальмеру, исследуемые пробы вод имеют следующие солевые характеристики:    • проба воды Курганного месторождения – первая соленость (S1)=77,6;         вторая соленость (S2)=22,14; вторая щелочность (A2)=0,26; первая щелочность (A1)=0;    • проба воды Восточно-Камышанского месторождения: S1=71,44, S2=28, 26, A1=0, A2=0, 3;    • проба воды Комсомольского месторождения: S1=64,1, S2=35,59, A1=0, A2=0, 31;    • проба воды Калининского месторождения: S1=43,08, S2=56,62, A1=0, A2=0, 32;    • проба воды Екатерининского месторождения: S1=67,48, S2=31,83, A1=0, A2=0, 7.    Исходя из вышеизложенного, следует что по Пальмеру данные пробы вод относим к 3 классу – воды с постоянной жесткостью (d>a, то есть вода характеризуется S1,S2, A2, A1=0).    Согласно классификации вод по В.А. Сулину данные пробы вод относим к хлоридно-кальциевому типу.    По типу природные воды также характеризются в зависимости от содержания двухвалентных катионов:    • очень мягкая вода – до 1,5 мг-экв./л;    • мягкая вода – 1,5-3,0 мг-экв./л;    • умеренно жёсткая вода – 3,0–6,0 мг-экв./л;    • жёсткая вода – более 6 мг-экв./л.    Опираясь на эту классификацию все исследуемые пробы пластовых вод относим к типу жестких вод.    Таким образом, по результатам гидрохимического состава во всех исследуемых пробах пластовых вод с юго-восточной части Прикаспия отмечаем преобладание таких ионов, как ионы хлора, кальция, натрия и калия. Наибольшее содержание этих ионов отмечается в пробе пластовой воды Курганного месторождения. В зависимости от содержания двухвалентных катионов все исследуемые пробы пластовых вод относятся к типу жестких (содержание более 6 мг-экв/л) и типу слабокислых вод (рН=5). По классификации В.А.Сулина все исследуемые пробы пластовых вод относятся к водам хлоркальциевого типа, а по классификации Р. Пальмера – к водам с постоянной жесткостью.    Особенности состава пластовых вод  позволяют характеризовать их как непосредственные загрязнители. Отмеченные высокие концентрации некоторых ионов, высокие значения минерализации определяют солевое загрязнение в ходе разлива этих пластовых вод. В условиях природно-климатических изменений Прикаспия, связанных с повышением температуры воздуха, общего количества осадков, развитие процесса засоления неизбежно. Поэтому на данный момент необходимо проводить постоянный экологический мониторинг и разработать подход в решении проблемы засоления почв, происходящего за счет разлива пластовых вод.','./files/3(50)/168-178.pdf','','','ФИЗИЧЕСКАЯ ГЕОГРАФИЯ И БИОГЕОГРАФИЯ,ГЕОГРАФИЯ ПОЧВ И ГЕОХИМИЯ ЛАНДШАФТОВ','PHYSICAL GEOGRAPHY AND BIOGEOGRAPHY, SOIL GEOGRAPHY AND LANDSCAPE GEOCHEMISTRY','168-178');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('3','2013','2014-2-27 16:12:27','Лишайники как индикаторы экологического зонирования урбанизированных территорий','Lichens as indicators of ecological zoning of urban territories','       В представленной работе описаны результаты исследования лихенобиоты, являющейся индикатором экологического зонирования урбанизированных территорий (на примере города Элиста, Республики Калмыкия). За основу исследования выбран маршрутно-стационарный метод. Во время исследования в пределах города Элиста выявлено 18 видов лишайников, которые были разделены на три группы, делящую территорию города Элиста на три зоны загрязнения.             При рассмотрении распространения лишайников в целом на городской территории наблюдалось большое количество лишайников в лесопарках. Кроме этого было отмечено обилие покрытия стволов лишайников в дачных посадках и искусственных лесопосадках. В пределах города наблюдалось обеднение лихенобиоты, связанное с выхлопными газами автомобилей и атмосферным загрязнением. А по мере удаления от центра города видовые разнообразия лишайников увеличивается. Таким образом, максимальное количество видов в лишайниковых группировках характерно для лесопарковой зоны в окрестностях города Элиста, где перекрываются экологические ниши устойчивых, среднечувствительных и чувствительных к загрязнению видов. Были рассмотрены вопросы с оценкой влияния медико-географических особенностей изучаемой и прилегающих территорий на здоровье человека. В частности были рассмотрены вопросы многофакторного воздействия на здоровье человека. Выявленные зоны загрязнения отличаются в основном количеством SO2.               Надо отметить, что за пределами города зона наименьшего загрязнения (зона III).   На автомагистралях на бетоне отмечены лишайники рода Coloplaca.                             В промышленной зоне, восточная часть города, на крышах и заборах отмечены лишайники типа Xanthoria. А в окрестностях наблюдались некоторые экземпляры эпифитных лишайников с некротическими пятнами. На рост лишайников влияют как природные, так и антропогенные факторы.  ','       The present paper describes the results of the research lixenobit, which is an indicator of the ecological zoning of urban territories (by the example of the city of Elista, Republic of Kalmykia). The basis of the study is selected route-stationary method. During the study in the city of Elista have been found 18 species of lichens, which were divided into three groups, dividing the territory of the city of Elista into three zones of contamination. When considering the distribution of lichens in general on the city’s territory there were a large number of lichen in the parks. Furthermore, it was noted the abundance of coverage trunks lichen in the summer planting and artificial forest plantations. Within the city there was impoverishment of lixenobited associated with the exhaust fumes of cars and atmospheric pollution. In process of removal from the center of the city species diversity of lichens are growing. Thus, the maximum number of species in lichen groups is typical for the forest zone in the vicinity of the city of Elista, where the overlap ecological niches sustainable, medium sensitive and sensitive to the pollution of species. Issues with the assessment of the impact of medico-geographical peculiarities of the study and the adjacent territories on human health were discussed. In particular, there were considered the issues of multifactor impact on human health. Identified areas of pollution mainly differ in the number of SO2. It should be noted is area of the smallest pollution (zone III) that outside of the city. lichens kind of Coloplaca on the highways on the concrete marked. Lichens type Xanthoria in the industrial zone, the Eastern part of the city, on the roofs and fences marked. But in the surroundings there were some instances of epiphytes lichens with necrotic spots. The growth of lichens is influenced by both natural and anthropogenic factors. ',',194,195,196,','лихенобиота,лишайники,урбанизированная городская территория,территории,маршрутно-стационарный метод,атмосферные загрязнения,лесопарк','lichen biota,lichens,urbanized city territory,territory,route-stationary method,atmospheric pollution,forest Park','Элиста – столица Республики Калмыкии – расположена в юго-восточной части возвышенности Ергени. Регион расположен в зонах степей, полупустынь и пустынь.     С юга территория Калмыкии ограничена Кумо-Манычской впадиной и реками Маныч и Кума, в юго-восточной части омывается Каспийским морем, на северо-востоке на незначительном участке граница республики подходит к реке Волга, а на северо-западе расположена Ергенинская возвышенность. В пределах территории республики северная часть Прикаспийской низменности называется Сарпинской низменностью, а в её южной части находятся Чёрные земли. Господствующим типом рельефа республики, занимающим большую часть её территории, являются равнины. Каспийское побережье песчаное, изрезанное мелкими заливами.    Климат в Элисте степной, сильно засушливый с относительно холодной зимой и жарким летом.     Растительность республики повторяет пеструю комплексность почвенного покрова. Флора Калмыкии насчитывает 910 дикорастущих видов высших растений [2].    Одной из важнейших проблем современности является изучение и сохранение биологического разнообразия в планетарном масштабе. Изучение видового состава флоры любой территории – основа для осуществления всей совокупности ботанических и экологических исследований.    Показателями состояния среды и ее компонентов могут быть и представители органического мира – растения,, животные,, грибы,, бактерии,, комплексные симбиотические ассоциации, к которым принадлежат и лишайники [4, 6, 7].    Лишайники образуют особые морфологические типы, жизненные формы. Многообразие форм роста лишайников обусловило создание различных классификаций жизненных форм лишайников Голубкова, 1983;1989, Бязров 2002 [4, 6, 7, 11].    Совместно со студентами инженерно-технологического факультета      [1, 5, 13, 14, 15] нами рассматривались вопросы влияния автотранспорта на экологию г. Элисты [14]. Можно отметить влияние кольцевых и федеральных дорог (особенно выбросы автотранспорта на трассе Элиста–Волгоград).    Был проведен предварительный анализ влияния экологических факторов на камни и каменные заболевания [3], систему минерализации в органах человека [15], зависящую от качества воды (большая минерализация) и еды. Представлена [1] медико-географическая карта – здоровье и среда обитания. На карте показаны основные заболевания, распространенные на территории Калмыкии.     Предварительно оценено влияние медико-географических особенностей Калмыкии и прилегающих территорий на здоровье человека [1, 15]. В частности, можно отметить, что оценку надо проводить комплексно. Например, рассматривать варианты многофакторного воздействия на здоровье человека и предоставить эти зависимости. Например, заболеваемость туберкулезом в Волгоградской области превышает заболеваемость по России (в среднем 82 %). В Дагестане впервые было выполнено комплексное медико-эколого-географическое исследование онкозаболеваемости. А в Ставропольском крае смертность от злокачественных новообразований занимает 2-е место в России после смертности от сердечно-сосудистой патологии. В онкологических диспансерах края находится около 45 тысяч больных (в России – 2,5 мил.).    Не выявлены, в основном, болезни, возникающие в мелких географических регионах (район, поселок и т.д.).     Нами выявлены основные ареалы геохимического картирования по загрязнению окружающей среды [13], экологические основы недропользования на территории республики.    Были проведены лихенологические исследования эпифитной лихенобиоты города Элиста. Установлено, что главным и наиболее опасным загрязнением является хозяйственная деятельность человека. Загрязнение атмосферного воздуха остается высоким в городах и промышленных центрах. Кроме того, загрязнение атмосферы транспортом составляет 50–70 %.    Было предпринято планомерное изучение территории исследования маршрутно-стационарным методом. За время этого исследования были охвачены все основные природные районы территории исследования. Обследовались экотопы, делались ценологические описания группировок эпифитных лишайников. Всего в центре г. Элиста около 5 % составляют зеленые насаждения и около 15 %  – садово-дачные участки [12].    Таким образом, в результате проведенных исследований в пределах административных границ г. Элиста выявлено 18 видов лишайников.    Отмечено, что большая часть лишайников обитает на коре деревьев, крышах домов, заборов и каменистом субстрате (набережные, памятники, фундаменты). Особую группу образуют лишайники, обитающие на искусственных субстратах, созданных человеком – бетоне, кирпиче, цементе, шифере.    Исследованные на территории города лишайники разделены по степени чувствительности на 3 группы: устойчивые,, среднечувствительные,, чувствительные (табл. 1).      Таблица 1      Региональная шкала чувствительности индикаторных      видов к загрязнениюУстойчивыеСреднечувствительныеЧувствительныеCaloplaca cerinaC. saxicolaCandelariella aurellaC. reflexaLecanora hageniiPhaeophyscia orbicularisXanthoria parietinaCaloplaca carpineaC. ferrugineaC. lobulataTephromela atraPhysconia distortaPh. enteroxanthaXanthoria candelariaX. policarpaCaloplaca chlorinaParmelia sulcataXanthoria fallax          Обобщенные границы распространения видов этих 3 групп делят территорию города Элиста на III зоны загрязнения.    Зона I – умеренного загрязнения (SO2 0,02 – 0,03 мг/м2). Эта зона охватывает центральную часть города с парками, аллеями (парк Дружба, зеленые зоны школы). Здесь встречается 7 видов устойчивых к загрязнению лишайников.     Исследования лихенобиоты начали с парков. Основными древесными породами в них являются тополя, вязы, акации, клены, шелковицы. Всего в центре г. Элиста около 5 % составляют зеленые насаждения и около 15 % на садово-дачных участках.    В центре г. Элиста расположен парк «Дружба». В парке произрастает  большое количество разнообразных деревьев (вяз, тополь, акация, дуб, ива и т.п.), на коре которых найдены по всему стволу Xanthoria parietina – обильно; также обнаружены Physconia distorta, Phaeophyscia orbicularis.    В средних школах № 1, 12, 21, 20 на коре тополей, вязов, акаций, кленов найдены по всему стволу розетки Xanthoria parietina, Physconia distorta.    В ландшафтном парке «Колонский пруд» произрастают в основном акации и вязы. На коре Ulmus laevis отмечены: Xanthoria parietina, Physconia distorta. На камнях найден X. Polycarpa.    Зона II – слабого загрязнения «зона соревнования» (SO2 – менее 0,02 мг/м2) – частный сектор, садово-дачные посадки вокруг города. Здесь встречается      15 видов устойчивых и среднечувствительных к загрязнению лишайников.     У кинотеатра «Октябрь» произрастают тополя, вязы, клены, акации, шелковицы, на которых лишайники не обнаружены.    На севере г. Элиста исследованы искусственные старые лесопосадки из Ulmus laevis, Morus alba, M.nigra, Acer negundo, Populus nigra, Elaeagnus angustifolia, E. exelsior. На коре вяза, смородины, клена – Xanthoria polycarpa, по всей поверхности стволов и частично на ветвях; на вязах – Xanthoria parietina.     По берегу речки Элистинка в г. Элиста произрастает лох узколистный, на его коре отмечены мелкие розетки (до 1,5 см в диаметре) Xanthoria parietina, Physconia distorta, на камне найден X. polycarpa.    В частном секторе находятся искусственные посадки плодовых деревьев: вишен, абрикосов, слив, яблонь, а также кустарников смородины, крыжовника, малины. На  коре плодовых деревьев отмечены лишайники: Physconia enteroxantha, Xantoria candelaria, X.policarpa; на коре Populus nigra и на гниющей древесине Physconia distorta.    Далее расположены дачные посадки, где произрастают плодовые деревья и большое количество вязов, акации, кустарников смородины. Есть небольшие, густые, темные заросли из лиственных пород. На коре лиственных пород повсеместно отмечено большое количество лишайников рода Xanthoria (X.parietina, X. polycarpa). На коре Populus alba отмечен Lecanora hagenii. Редко. Все деревья одновозрастные, старые. Посадки не возобновляются.    В западной части города частные дачи, с большим количеством плодовых деревьев. На плодовых деревьях отмечено много лишайников родов: Lecanora, Caloplaca, Xanthoria, Physconia. Затем около промышленных объектов видовой состав лишайников изменяется,, остаются в основном Xanthoria parietina и Physconia distorta, но с очень мелкими, разрушающимися изнутри талломами. Розетки очень бледные. Покрытие стволов и размер розеток лишайников резко уменьшается. По-видимому, это зависит от загрязнения атмосферного воздуха.     В северной части г. Элиста проходит полоса садово-дачных участков.  На этих участках произрастают в большом количестве плодовые деревья и кустарники. На коре старых яблонь отмечены по всему стволу слившиеся розетки Xanthoria parietina; на коре абрикосов – мелкие розетки  X. polycarpa, X. candelaria.     Зона III – зона наименьшего загрязнения – искусственные лесопосадки за пределами города. Здесь отмечено 18 видов устойчивых, среднечувствительных лишайников и отмечены чувствительные к загрязнению виды [10].     За пределами города, на юго-западе, посажена Сосновая роща,, где отмечены лишайники Xanthoria parietina, X.policarpa, X.fallax, Candelariella aurella. В центральной части города проходит автомагистраль по улице Ленина, вдоль которой растут деревья, на которых отмечены Xantoria parietina, X.policarpa, на бетоне отмечены розетки Xanthoria fallax, Lecanora hagenii.     Вдоль автомагистрали на бетоне отмечены лишайники рода Caloplaca, на коре отдельно стоящего тополя –  - Caloplaca holocarpa, редко на ивах белых – Xanthoria parietina.     В промышленной зоне, (восточная часть города) на территории асфальтобетонных заводов (АБЗ), на искусственном субстрате, крышах, заборах отмечены лишайники Xanthoria parietina, X.distotra. На крышах и заборах – Caloplaca cerina, на крышах, кирпичных стенах, заборах – C. lobulata.    В окрестностях промышленной зоны наблюдали некоторые экземпляры эпифитных лишайников с некротическими пятнами. Были отмечены талломы лишайников,, распадающиеся на отдельные соредиозные фрагменты,, что можно объяснить имеющимися концентрациями загрязнителей,, поступающих как с действующих АБЗ, так и с приносимых выбросов загрязняющих веществ.    При рассмотрении распределения лишайников в целом на городской территории наблюдается большое количество лишайников в лесопарках. Кроме этого, обилие покрытия стволов лишайниками отмечено в дачных посадках и искусственных лесопосадках (северо-западная часть города и кольцевая, объездная дорога). И, наоборот, в пределах города наблюдается обеднение лихенобиоты, связанное с выхлопными газами автомобилей и атмосферным загрязнением.    По мере удаления от центра города видовое разнообразие лишайников увеличивается. Так, в пределах центра города встречен представитель одного вида (Xanthoria parietina) на отдельных деревьях; в парке Дружба 2+ (Physconia distorta); вокруг и на территории Колонского пруда 3+ (Tephromela atra, Phaeophyscia orbicularis); через речку Элистинка – 7 видов, а в периферийной зоне искусственных лесопосадок и Сосновой роще отмечено 18 видов.    Наиболее пригодными для лишайников в городе являются территории, сохранившие остатки дачных посадок и искусственных лесополос.    Таким образом, максимальное число видов в лишайниковых группировках характерно для лесопарковой зоны в окрестностях г. Элиста (зона наименьшего загрязнения), где перекрываются экологические ниши устойчивых, среднечувствительных и чувствительных к загрязнению видов. Видовое разнообразие лишайниковых группировок уменьшается от зоны наименьшего загрязнения, что отражается на их составе и структуре, изменении набора видов в лишайниковых группировках, покрытия и встречаемости видов [12].    Современная экологическая ситуация в Калмыкии полностью не оценена, и для решения влияния внешних факторов на здоровье населения мы предлагаем провести ряд исследований.    Особо надо отметить влияние прилегающих, соседних территорий на экологическую безопасность Калмыкии. Так как в основном в течение года в Калмыкии дуют восточные ветры и сбросы с Аксарайского газоконденсатного месторождения [1] влияют на атмосферу северных и южных территорий республики. На севере также надо отметить сбросы с       р. Волга (г. Волгоград), которые доходят до Сарпинских озер.    Не рассмотрены также вопросы влияния скота на здоровье населения (мясо, выделения и т.д.) и на земельные ресурсы, поверхностные и подземные воды.    Решение вышепоставленных вопросов мы видим в создании информационной структуры в виде картографического материала или базы данных по геолого-экологической оценке природных и антропогенных факторов на территории Калмыкии и сопредельных территориях, влияющих на здоровье населения республики. Отдельно надо рассмотреть вопросы детских болезней.','./files/3(50)/178-187.pdf','','','ФИЗИЧЕСКАЯ ГЕОГРАФИЯ И БИОГЕОГРАФИЯ,ГЕОГРАФИЯ ПОЧВ И ГЕОХИМИЯ ЛАНДШАФТОВ','PHYSICAL GEOGRAPHY AND BIOGEOGRAPHY, SOIL GEOGRAPHY AND LANDSCAPE GEOCHEMISTRY','178-187');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('3','2013','2014-2-27 16:12:27','Динамика содержания микроэлементов в речной воде Низовья Волги','Dynamics of trace elements in lower Volga river water','           Межгодовая динамика и уровень содержания микроэлементов в водной среде напрямую коррелирует с  гидрологическим  режимом реки и степенью техногенного воздействия, являющейся причиной хозяйственной деятельности. Это характерно не только для района Астраханского газового комплекса (АГК), где с  учётом качества сырья (содержание H2S до 35 %), кислых газовых выбросов, в состав которых входят  тяжелые металлы и сточные воды, но и выше по течению реки за пределами Астраханской области. Основными источниками загрязнения поверхностных вод Низовья Волги являются: речной транспорт, сельское хозяйство, сточные воды городов, поселков и  промышленных предприятий. В сложившейся ситуации возникла необходимость выявления возможного дополнительного  влияния АГК на качество поверхностных вод в данном регионе. Отбор проб воды для анализа проводился в течение года с учётом гидрологических особенностей р. Волга.              В фильтрованной воде после ее модификации раствором азотной кислоты определяли содержание тяжелых металлов. Спектральный анализ проводили методом атомно-абсорбционной спектрометрии на приборе МГА-915 с металло-графитовым атомизатором. Анализ полученных результатов показал отсутствие существенного отличия в распределении элементов в воде транзитного стока              р. Волги и в водотоках, окаймляющих территорию АГК. Данные многолетнего мониторинга за содержанием растворенных форм металлов  в речном стоке Низовья Волги свидетельствуют о небольшом  накоплении их в экосистеме за многолетний период времени. ','           The interannual dynamics and the level of the content of microelements in the aquatic environment directly correlates with the hydrological regime of the river and the degree of anthropogenic impact, which is the cause of economic activity. This is characteristic not only for the district of Astrakhan gas complex (AGC), where a given quality of raw materials (content of H2S up to 35%), sour gas emissions, which are composed of heavy metals and waste water, but also in the upstream of the river outside the Astrakhan area. The main sources of pollution of surface waters of the Lower reaches of the Volga river are: river transport, agriculture, waste water of cities, settlements and industrial enterprises. In the si-situation arose the need to identify possible additional influence of the AGC on the quality of surface waters in this region. Water samples for analysis were carried out during the year, taking into account hydrological features R. Volga. In filtered water after its modification solution of nitric acid was determined the content of heavy metals. The spectral analysis was conducted by the method of atomic-absorption spectrometry on the device MGA-915 with metal-graphite atomizer. Analysis of the results showed no significant differences in the distribution of elements in the water of the transit flow The Volga river and in the water surrounding the territory of the AGC. Data of long-term monitoring of the content of the dissolved forms of metals in river discharge Lower reaches of the Volga indicate a small accumulation of them in the ecosystem for a long period of time. ',',197,198,199,','экологический мониторинг,микроэлементы,тяжелые металлы,Cd,Pb,Cu,Zn,Fe,Co,Ni,Mn,Al,Hg,р,Волга,спектральный анализ,ПДК','Environmental monitoring,trace elements,heavy metals,Cd,Pb,Cu,Zn,Fe,Co,Ni,Mn,Al,Hg,p,Volga,spectrum analysis,maximum allowable concentration (MPC)','Гидрологическое искусственное зарегулирование речного стока Низовья Волги (практически всей реки), не позволила сохранить естественный водный режим, так как весь водный сток данного участка Волги, расположенного в аридной зоне, формируется только за счет сбросов воды из ближайшего Волгоградского водохранилища.    Источниками загрязнения поверхностных вод Низовья Волги являются: речной транспорт, сельское хозяйство, сточные воды городов, поселков и промышленных предприятий. Комплексное изучение водотоков поймы и верхней дельты началось с пуском Астраханского  газового комплекса (АГК). Учитывая качество сырья (содержание H2S до 35 %), кислых газовых выбросов, в состав которых входят и тяжелые металлы (ТМ) и сточных вод возникла необходимость выявления возможного дополнительного  влияния АГК на качество поверхностных вод.     В общем балансе загрязнения водотоков превалируют высокие концентрации загрязняющих веществ (ЗВ) сформировавшиеся за пределами Астраханской области и привносимые транзитным стоком. С этим стоком поступают нефтепродукты, ТМ, фенолы, СПАВ, ксенобиотики, соединения азота и другие ЗВ [10].    Уникальные условия обитания гидробионтов Низовья Волги предъявляют особые требования к качеству вод и регламентируются ПДКр. х. Приоритетными ЗВ, поступающими в поверхностные воды, являются ТМ. Изучением и контролем за их содержанием в водоемах Низовья Волги занимались  многие исследователи [1, 8, 10].     Комплексный мониторинг позволяет иметь достоверную и оперативную информацию об этом качестве, подверженном непрерывному антропогенному влиянию со стороны многих водопользователей. Наиболее полные исследования были выполнены в 1990–2010 гг. в водотоках, расположенных в районе АГК [3, 4, 6].     Пробы для анализа отбирались в течение года с учётом гидрологических особенностей. В фильтрованной воде после ее модификации раствором азотной кислоты определяли ТМ. Спектральный анализ проводили методом атомно-абсорбционной спектрометрии на металло-графитовом атомизаторе МГА-915.    Многолетние данные за период 1986–2012 гг. по содержанию растворенных форм ТМ в речном стоке Низовья Волги свидетельствуют о незначительном их содержании в экосистеме. Обобщенные данные по временным периодам представлены в таблице 1. Таблица 1      Средне-многолетний уровень содержания  микроэлементов в воде водотоков Низовья  ВолгиПериод            Элемент, мкг/дм3      CdPbCuZnFeCoNiMn∑*ТМПДКрыб. хоз.1,030,01,010,0100,010,010,010,0-1986*0,413,611,215,141,05,34,48,258,21987–19890,75,46,423,840,54,15,614,460,41990–19930,86,16,221,527,04,74,010,253,11994–19970,85,24,212,227,11,13,76,533,71998–20000,81,84,617,538,63,82,97,038,42001–20120,66,13,819,747,43,44,27,946,7СМУ0,23,07,020,0--2,57,042,7Примечания1 * - Данные до пуска АГК; 2 СМУ – Среднемировой уровень; 3**– сумма без Fe          Все металлы обладают токсичностью, но из них наибольшую угрозу водной среде в исследуемом регионе представляют: Hg, Cd, Pb и Al [3].    Ионы токсичных ТМ воздействуют на водную экосистему избирательно, что связано с поглощением металлов гидробионтами, накоплением и дальнейшей передачей их по трофическим цепям.    Устойчивость экосистемы к токсичному воздействию металлов определяется комплексообразующей способностью растворенного органического вещества в воде, благодаря которому существенно снижается ингибирующие и токсичные свойства ТМ [7]. Содержание водорастворимых форм металлов в речных водах зависит от многих факторов, важнейшими из которых являются: величина pH, растворимость, наличие комплексообразователей.    С 1994 по 1997 г. отмечена тенденция к некоторому понижению концентрации  металлов, как в воде исследуемого района, так и транзитном стоке, что, по-видимому, связано с общим промышленным спадом.          В период 1998–2000 гг. фиксируется стабилизация уровня загрязнения ТМ,     а в современном периоде (2001–2012 гг.) произошел незначительный рост  содержания некоторых микроэлементов (Pb, Zn и Fe). Этот факт свидетельствует о поступательном возрождении промышленного и сельскохозяйственного потенциала Центральной России.    Содержание марганца и никеля в воде Низовья Волги практически находится на уровне ПДК. В 1998–2000 гг. в волжской воде концентрация марганца была на уровне среднемировых значений (7,0 мг/дм3). Содержание никеля в этом же периоде было также на уровне СМУ (2,9 и 2,5 мг/дм3 соответственно), а в завершающем периоде (2001–2012 гг.) – было выше средне-мировых значений (4,2 и 2,5 мг/дм3 соответственно), однако по другим источникам подобной информации уровни содержаний этих металлов остались практически неизменными.     Один из наиболее опасных ТМ – свинец, поступает в поверхностные воды в процессе растворения галенита и за счет выброса выхлопных газов [3]. Максимальное значение элемента в водотоках Низовья Волги отмечено в 1986 г. – 13,6 мкг/дм3, а в последующие годы концентрация Pb снизилась 2–3 раза. В настоящее время его концентрации стабилизировались на уровне 6,1 мг/дм3.     Кроме вышеназванных металлов, исследовалась динамика содержания алюминия и ртути. Наши наблюдения за характером изменения концентраций этих микроэлементов в водотоках, расположенных в зоне АГК и вне этой зоны, позволили установить, что содержание растворимых форм металлов подвержено значительным колебаниям. Из всех определяемых металлов только медь и ртуть практически постоянно превышали ПДК (цинк эпизодически).     Среднегодовая концентрация алюминия в проточных и малопроточных водотоках находилась на уровне ПДК, но межгодовая динамика имела тенденцию к незначительному увеличению за период с 1991 по 1993 гг. Концентрация никеля определялась ниже уровня ПДК, причём преобладающей формой миграции являлась растворённая форма, что подтверждается исследованиями ряда  авторов [1, 8].    Ртуть поступает в водоёмы в результате выщелачивания пород, со сточными водами и атмосферными осадками. Примерно половина выбросов Hg в окружающую среду природного происхождения из-за дегазации земной коры, особенно в местах её разлома. По этой причине ртуть – микроэлемент, постоянно присутствующий в экосистеме [9].     На территории АГК так же, как и по всей Астраханской области, и как уже говорилось выше и за ее пределами, ртуть обнаруживалась во всех средах, в том числе и в поверхностных водах. Концентрация Hg во всех водотоках поймы изменялась в широком диапазоне: 0,01–0,42 мкг/дм3. При этом в водотоках, окаймляющих АГК, её максимальная концентрация фиксировалась до 0,37 мкг/дм3.    В таблице 2 представлены пределы изменения концентраций микроэлементов в воде водотоков, окаймляющих территорию АГК.          Таблица 2       Пределы концентраций (min - max) микроэлементов в воде водотоков      Низовья ВолгиГод       Элемент, мкг/дм3       CdPbCuZnFeCоNiMnПДК1,030,01,010,0100,010,010,010,019910,01-0,600,5-2,01,2-15,65,7-26,02,6-47,60,17-1,960,4-4,70,5-6,319920,07-2,800,5-6,91,4-6,66,1-65,62,5-3120,18-6,801,0-4,24,4-72,419930,1-6,50,7-3,81,4-4,27,4-49,87,1-145,20,23-2,440,5-5,11,8-42,219980,2-1,60,2-5,70,6-3,70,6-107,07,9-160,00,23-2,91,0-13,50,4-76,720000,3-1,70,3-5,50,8-5,76,2-72,921,3-1030,30-14,70,7-5,80,8-24,420120,1-0,80,5-5,90,7-4,37,1-54,218,0-1204-5,30,6-7,91,3-38,9**0,01-6,50,2-6,90,6-15,60,6-107,02,5-1600,18-14,70,4-13,50,4-76,7Примечания* – Разовая концентрация; 2 ** - За весь период –2012 гг.; 3 «-» – Нет данных              Необходимо отметить, что наибольшая разовая концентрация ртути (0,42 мкг/дм3) была обнаружена в начале девяностых годов на границе с Волгоградской областью (г. Ахтубинск) [1]. Такая картина распределения этого микроэлемента указывает на то, что транзитный сток имеет основное значение в загрязнении водных объектов Низовья Волги ртутью. Четкой зависимости в пространственном распределении Hg не выявлено.    Кадмий, как и ртуть, также представляет высокую опасность для окружающей среды, так как его соли чрезвычайно токсичны для гидробионтов [9]. Соединения кадмия входят в состав сырья, что не исключает возможность попадания этого элемента через атмосферу в водоемы. Исследования показали, что за все периоды работы содержание кадмия в воде водотоков района АГК было на уровне фона Низовья Волги и не превышало ПДК. Начиная с 1992 г., максимально разовые концентрации кадмия увеличились в 2–3 раза, но усредненные показатели остались на том же уровне.    Максимальная концентрация цинка достигала 107 мкг/дм3 в воде водотоков исследуемого района. В то же время обнаружено его значительное содержание и в снежном покрове – 74–80 мкг/дм3 . На основании этой информации можно предположить, что атмосферные осадки вносят большой вклад в загрязнение окружающей среды этим металлом [2, 5].     Прямое попадание солей металлов в водные объекты исключено по причине отсутствия сброса сточных вод АГК в природные водоемы.    Контроль содержания металлов в районе, охватывающем территорию от границ Волгоградской области до Астраханского заповедника, показал, что концентрации железа, меди, марганца, свинца, кадмия в воде водотоков, расположенных в районе АГК, ниже, чем в 200 км севернее этого предприятия. Это связано с процессами самоочищения и отсутствием крупных источников антропогенного загрязнения на всем протяжении исследуемого участка реки.    Распределение элементов в районе исследования имеет сезонный характер с различной степенью выраженности в отдельные годы [1]. В основном, отмечаются два пика повышенных концентраций элементов – весенний и осенний.    В период весеннего паводка поступление металлов происходит за счет плоскостного и эрозионного смыва с водосбора, взмучивания донных отложений и размыва береговой линии. Осенний пик повышения концентраций металлов, возможно, связан с поступлением элементов из биоты.     При рассмотрении сезонной динамики металлов на фоне производственной деятельности объектов, расположенных на территории АГК заметна однородность в закономерности их распределения в проточных и малопроточных водотоках. Кроме этого необходимо отметить и тот факт, что фиксируется подобная закономерность и в их межгодовой динамике.    Усредненные показатели концентраций элементов в воде на станциях наблюдений можно представить в виде рядов по убывающим величинам концентраций:      р. Волга (вододелитель)Fe >Zn >Pb >Mn>Ni >Cu >Cd >Hgрук. Ахтуба (с. Сеитовка)Fe >Zn >Pb >Ni >Mn>Cu >Cd >Hgпр. Берекет  (п.. Степное)Fe >Zn >Pb >Mn>Cu >Ni >Cd >Hg         Анализ представленных выше рядов показывает отсутствие существенного отличия в распределении элементов в транзитном стоке р. Волги и в проточных и малопроточных водотоках, окаймляющих территорию АГК.    Таким образом, в целом, микроэлементный состав Низовья Волги характеризуется высокой степенью неоднородности. Причем, сезонная неоднородность ТМ связана, в основном, с гидрологическим режимом и атмосферными осадками. Пространственная изменчивость концентраций ТМ в поверхностных водах согласуется с влиянием  транзитного стока и незначительным воздействием местных источников загрязнения.','./files/3(50)/187-194.pdf','','','ФИЗИЧЕСКАЯ ГЕОГРАФИЯ И БИОГЕОГРАФИЯ,ГЕОГРАФИЯ ПОЧВ И ГЕОХИМИЯ ЛАНДШАФТОВ','PHYSICAL GEOGRAPHY AND BIOGEOGRAPHY, SOIL GEOGRAPHY AND LANDSCAPE GEOCHEMISTRY','187-194');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('3','2013','2014-2-27 16:12:27','Генезис и специфика пространственно-временной изменчивостисульфат- и гидрокарбонат-ионов в химическом составе атмосферных осадков на севере Русской равнины','Genesis and specifics of variability sulfate - and hydrocarbonate ions in a chemical composition of an atmospheric precipitation in the north of east European Plain','            В статье на базе пространственно-временного анализа изложены причины изменчивости рассматриваемых макрокомпонентов в химическом составе атмосферных осадков региона севера Русской равнины. Основываясь на использовании метода корреляционного анализа данных макрокомпонентов между метеостанциями европейского севера, осуществляется построение уравнений линейной регрессии для анализируемых анионов в атмосферных осадках региона. Выявлены и обозначены фоновый и так называемый постфоновый периоды в распределении концентраций сульфат- и гидрокарбонат-ионов по метеостанциям севера европейской части России за период с 1991 по 2011 гг. Установлено, что так называемый фоновый уровень содержания SO42- и HCO3-в химическом составе атмосферных осадков региона, где значения их концентраций находятся в пределах 0,5–5,5 мг/л, характерен для метеостанций в н.п. Сура и Брусовица. Тогда как экстремальные значения SO42-в осадках, достигавшие в конце 90-х гг. XX в. более 60 мг/л, зафиксированы на метеостанциях, расположенных в городах Архангельск, Череповец, Ухта. Было выявлено доминирование гидрокарбонат-ионов в составе осадков на метеостанции Ухта в середине 90-х гг. прошлого столетия (37–42 мг/л).   И ввиду того, что содержание HCO3- в осадках является индикатором уровня СО2, было сделано предположение о влиянии антропогенного фактора в распределении концентраций данного иона на метеостанции в г. Ухта. Основными источниками загрязнения воздушного бассейна CO2 города являются предприятия угледобывающей, газовой, нефтегазовой, теплоэнергетической и других отраслей промышленности. Кроме того, был установлен факт существенного снижения концентраций сульфат- и гидрокарбонат-ионов в химическом составе атмосферных осадков региона севера Русской равнины в первое десятилетие XXI в. ','           In article realizes the space- temporary analysis and form causes change of the analyze components at the chemical structure of precipitations in the north of the Russian plain. This article uses the method of the correlation analysis of this macrocomponents between meteostations of European north; also make a construction equation of the linear regression for analytical macrocomponents at the atmospheric precipitations of the region. In this work are discover and denote back ground and so-called post- back ground period in the distribution concentration of sulfate-and hydrocarbonate ions on the meteorological stations of the European part of Russia from 1991 to 2011 years. It’s established that so-called back ground level of the maintenance of SO42- and HCO3- in a chemical composition of an atmospheric precipitation of the region where values of their concentration are in limits of 0,5–5,5 mg/l, is characteristic for meteorological stations in Sura and Brusovitsa. Whereas extreme SO42 values – in a precipitation, of the XX century reaching in the late nineties more than 60 mg/l, Cherepovets, Ukhta are recorded on the meteorological stations located in the cities of Arkhangelsk. Domination a hydrocarbonate ion as a part of a precipitation on a meteorological station Ukhta in the mid-nineties of last century (37–42 mg/l) was revealed. And in a type of that the maintenance of HCO3- in a precipitation is the CO2 level indicator, the assumption of influence of an anthropogenous factor in distribution of concentration of this ion to meteorological stations in Ukhta was made. The main sources of pollution of the air pool of CO2 of the city are the enterprises coal-mining, gas, oil and gas, heat power and other industries. Besides, there was an established fact of essential decrease in concentration sulfate – and hydrocarbonate ions in a chemical composition of an atmospheric precipitation of the region of the North of East European Plain in the first decade of XXI century. ',',200,','пространственно-временной анализ,метеостанция,концентрация,корреляционный анализ,атмосферные осадки','space-temporary analysis,meteostation,concentration,correlation analysis,atmospheric precipitations','В проблеме антропогенной трансформации окружающей среды (ОС) особое место занимает загрязнение атмосферы. При исследовании экологического состояния атмосферы ключевое значение приобретает установление фонового уровня распространенности химических веществ, характеризующего состояние атмосферы [12]. В результате хозяйственной деятельности концентрация различных веществ может быть как выше, так и ниже фоновых значений, а в экологической химии атмосферы существует проблема в подходе выделения природной и антропогенной составляющей для измеренных общих концентраций различных веществ в этой среде.    В качестве одного из путей определения относительной значимости природных и антропогенных источников загрязнения атмосферы целесообразно рассматривать подход, основанный на выяснении фоновых и аномальных концентраций тех или иных элементов в воздухе и нахождение источников геохимических аномалий [4]. В основу другого подхода, который также может быть использован, целесообразно положить анализ временных трендов распространенности веществ в атмосфере и сопоставление их с имеющимися сведениями об изменении антропогенных эмиссий.    Подобные исследования имеют существенную теоретико-практическую значимость, поскольку позволяют судить об экологическом состоянии и уровне загрязненности атмосферы с целью последующего выбора приоритетных направлений по контролю и улучшению ее состояния.    В данной работе с использованием «симбиозного» характера вышеизложенных подходов осуществлено выяснение специфики формирования, происхождения и пространственно-временной изменчивости сульфат- (SO42-) и гидрокарбонат-ионов (HCO3-) в атмосферных осадках севера Русской равнины за период с 1991 по 2011 гг.    Реализация поставленной цели, естественно, потребовала решения комплекса взаимосвязанных задач:    1) Восстановить единичные пропуски наблюдений в значениях концентрации SO42- и HCO3- методом корреляционного и регрессионного анализов с целью полноценного анализа временного распределения концентраций анализируемых макрокомпонентов в химическом составе осадков (ХСО) региона севера Русской равнины.    2) Выявить и обозначить фоновый и постфоновый периоды в распределении концентраций указанных ионов по метеостанциям (МС) севера Русской равнины за период с 1991 по 2011 гг.    3) Проанализировать основные тенденции в изменчивости значений SO42- и HCO3- в ХСО региона в соответствии с выявленными периодами.    4) Определить генезис, основные пути и механизмы поступления анализируемых макрокомпонентов в ХСО исследуемого региона.        Материалы и методы исследования    Основу написания статьи составили материалы регулярных ежемесячных наблюдений за содержанием сульфат и гидрокарбонат-ионов в ХСО по 5 МС региона исследования за период с 1991 по 2011 гг. Данные по концентрациям анализируемых макрокомпонентов получены в ГГО им. А.И. Воейкова и Северном управлении по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды.     Наличие единичных пропусков наблюдений за содержанием SO42- и HCO3- в ХСО региона определило задачу их восстановления с использованием метода корреляционного и регрессионного анализов в программе STATGRAFICS Plus.    Первый из них сводится, прежде всего, к измерению степени тесноты сопряженности между варьирующими признаками, а в качестве меры линейной связи, как известно, наибольшее распространение получил линейный коэффициент корреляции [2, 7]. Статистический анализ регрессии – это регрессионный анализ, содержание которого состоит в  определении общего вида уравнения регрессии, построении оценок неизвестных параметров, входящих в него и проверка стратегических гипотез о регрессии [1].    В атмосферных осадках сульфат-ионы чаще всего занимают превалирующее положение, поскольку в метеорных водах отсутствуют агенты, препятствующие их миграции. Однако концентрация сульфатов в осадках обусловлена не только их высокой подвижностью, но и обилием источников пополнения атмосферы данным компонентом в континентальных условиях [11]. Из природных источников серосодержащих соединений важную роль играют биогенные выбросы почвы и продукты жизнедеятельности растений. В осадках, формирующихся над морскими акваториями, сульфат-ионы, как известно, уступают первенство хлоридным, и ведущая роль морей в снабжении атмосферы ионами, как правило, ограничивается пределами прибрежной полосы [15].    В последние десятилетия, движущей силой, трансформирующей химический состав метеорных вод, является антропогенный фактор: прежде всего, промышленные предприятия, которые загрязняют атмосферу сернокислыми газами, являющимися источниками образования ядер конденсации. Сульфаты выделяются при сжигании топлива и в ходе таких промышленных процессов как нефтепереработка, производство цемента и гипса, серной кислоты.    Генезис же гидрокарбонат-ионов в атмосферных осадках во многом обусловлен продуктами выветривания почвы, углекислым газом воздуха и почвенной пылью, которая в виде карбонатов кальция, магния и натрия вымывается осадками из воздуха [3]. Дополнительно к этому, в условиях высокоурбанизированных территорий, деятельность многих стационарных источников способствует увеличению выбросов углекислого газа, источники которых определяют концентрацию HCO3- в осадках.        Ландшафтные особенности региона севера Русской равнины    Исследуемый регион представляет собой территориальную единицу с выраженной локализацией своих границ: на севере – Белым и Баренцевым морями, на западе – бассейном Онежского озера, на востоке – отрогами северного Урала [9].    Особенности климата региона определяются малым количеством солнечной радиации, воздействием северных морей, интенсивным западным переносом воздушных масс [10]. Особенностью циркуляционных условий территории является частая смена воздушных масс вследствие прохождения барических образований, действие которых придает выраженную контрастность климатическим условиям в годовом ходе, и предопределяет специфику химического состава атмосферных выпадений.     Специфика гидрологического «устройства» региона определяется влиянием метеопредикторов и условиями стокоформирования в пределах равнинных территорий. Гидрологический потенциал формируют более 138 тыс. рек, главнейшими из которых, как известно, являются Сев. Двина, Печора, Онега, Мезень; озера, преимущественно, ледникового происхождения и болота, в большинстве своем, верхового типа [13, 14].        Результаты и их обсуждение    Как отмечалось, содержание одной из реализуемых задач работы состояло в восстановлении единичных пропусков наблюдений в значениях концентрации SO42- и HCO3- методом корреляционного и регрессионного анализов. В результате восстановлен 51 пропуск анализируемых макрокомпонентов в осадках по пяти МС севера Русской равнины: Архангельск, Череповец, Ухта, Брусовица и Сура.    Получены коэффициенты корреляции, при анализе которых в последующем постулировалось линейное уравнение регрессии по месяцам. Между выборками, полученными на данных МС, встречался коэффициент корреляции, превышающий 0,7 с уровнем значимости менее 0,05 (табл. 1, 2).Таблица 1      Материалы корреляционного и регрессионного анализов концентрации SO42-в атмосферных осадках МС на севере Русской равнины по месяцамНаименование МСВид линейного уравнения регрессииКоэффициент корреляции      АпрельАрхангельскАрхангельск=0,517181+2,39964*      БрусовицаАрхангельск=-4,74458+4,11197*Сура      0,86      0,74      ИюньАрхангельскАрхангельск=1,06596+1,40689*      Северодвинск      0,57      НоябрьЧереповецЧереповец=3,75766+0,820551*Белозерск      0,76            Таблица 2      Результаты корреляционного и регрессионного анализов концентрации HCO3- в атмосферных осадках МС на севере Русской равнины по месяцамНаименование МСВид линейного уравнения регрессииКоэффициент корреляции      ЯнварьБрусовицаБрусовица=1,73374+4,34056*Северодвинск      Брусовица=2,98626+1,01048*Сура      0,70      0,64СураСура=-0,210209+0,963397*Усть-Вымь      0,57УхтаУхта=9,02406+3,41608*Мудьюг      0,63      ФевральЧереповецЧереповец=20,5098-15,7865*Усть-Вымь      -0,51АрхангельскАрхангельск=0,774748+0,113218*ВологдаАрхангельск=3,42196+0,424837*Сыктывкар      0,54      0,51      МайАрхангельскАрхангельск=-1,50439+1,98026*Усть-ВымьАрхангельск=-2,44589+0,406206*Троицко-Печорск      0,64      0,51БрусовицаБрусовица=1,10011+0,546477*Мудьюг      0,62УхтаУхта=13,0944+2,79224*Усть-Вымь      0,66    Следует особо подчеркнуть, что обращает на себя внимание факт того, что анализируемые МС характеризуются неравномерностью территориального расположения и неравнозначностью техногенного воздействия на ОС.   Так, в частности, МС в г. Архангельск, Череповец, Ухта выступают в роли центров эмиссии загрязняющих веществ, тогда как н.п. Брусовица и Сура можно отнести к незагрязненным регионам.    Исходя из изложенного выше, природный уровень содержания SO42- и HCO3- в ХСО, где значения их концентраций варьируют, в основном, в пределах 0,5–5,5 мг/л, характерен для МС, расположенных в н.п. Сура и Брусовица. В крупных промышленных городах (Архангельск, Череповец, Ухта), где ощутимо антропогенное воздействие на химический состав осадков, концентрации сульфатов и гидрокарбонатов последних повышаются.    На вышеуказанных МС, четко выделяется период (1991–2000 гг.), связанный с интенсивной аккумуляцией сульфат-ионов в ХСО региона, когда средние значения концентрации SO42- в осадках территории варьировали в интервале 5–25 мг/л, превышая в отдельные годы значения 50–60 мг/л (рис. 1).     Экстремальные значения данного макрокомпонента за указанный период зафиксированы на МС Архангельск (февраль 1993 г. – 50,5 мг/л), Череповец (февраль 1994 гг. – 32,8 мг/л), Ухта (апрель 1998 г. – 68,0 мг/л).    Если связывать увеличение доли сульфатов в ХСО региона в указанное время с влиянием деятельности промышленных предприятий, то примечателен факт того, что оно связано с глубокими структурными перестройками в стране, как следствие, повлекшее за собой застой в экономике. В связи с этим, подобные, столь высокие уровни концентраций кислотообразующего поллютанта в осадках, можно объяснить значительным влиянием трансграничного переноса со стороны промпредприятий западных и других экономических регионов ЕТР, и, наконец, стран Центральной и Восточной Европы.            Рис. 1. Среднемноголетняя изменчивость концентраций сульфатов в атмосферных осадках на МС Архангельск, Ухта, Череповец за период 1991–2000 гг.    Второй период, приходящийся на 2000-е гг., ознаменован снижением доли сульфат-ионов в ХСО севера Русской равнины. Так, к примеру, на МС Череповец, величина SO42- в атмосферных осадках здесь в среднем не превышала 6 мг/л, в Ухте – не более 4 мг/л. Уменьшение данного макрокомпонента в осадках, по-видимому, является следствием снижения производственных мощностей, внедрения более прогрессивных технологий, снижающих негативное воздействие на ОС, действий служб контроля за состоянием атмосферного воздуха.    При анализе внутригодового распределения сульфатов по выбранным МС, можно выявить закономерность, связанную с увеличением их доли в ХСО в зимне-весенний период (табл. 3). Таблица 3      Величины концентраций сульфат–иона на ряде МС севера Русской равнины в зимне-весенний периодыНаименование МСМесяц/годКонцентрация, мг/лАрхангельскII/199350,5      IV/199329,20БрусовицаXII/19908,90СураII/19917,90УхтаXII/199420,00      IV/199343,50ЧереповецI/199118,70          Наиболее вероятной причиной регистрируемого внутригодового хода концентраций сульфатов в осадках является увеличение объема выбросов в атмосферу продуктов сгорания ископаемого топлива (Архангельская ТЭЦ), расходуемого для отопления жилых и производственных помещений [2].  Однако поскольку подобное же явление отмечается и в регионах, где нет промышленной насыщенности, надо думать, что существует и другой источник, снабжающий гидрометеоры сульфатами. По-видимому, в зимнее время, вследствие ослабления влияния почв и горных пород, скрытых под снежным покровом, усиливается воздействие лесной растительности, обогащающей гидрометеоры сульфатами.    Как и в случае с сульфат-ионами, природный уровень другого анализируемого макрокомпонента  HCO3- можно было четко наблюдать на МС Сура и Архангельск, где за все двадцатилетие средние значения концентрации иона в осадках находились в диапазоне 0,19-6,8 мг/л (рис. 2) [5, 6].    Рис. 2. Среднемноголетняя изменчивость концентраций гидрокарбонатов в атмосферных осадках на МС Архангельск и Сура за период 1991–2011 гг.    На МС Череповец превалирование гидрокарбонат-ионов в ХСО, равно как и в отношении сульфатов, во временном аспекте наблюдалось в период с 1991 по 2000 гг., достигая в отдельные годы 25 мг/л. Доминирование пиковых значений HCO3- в составе осадков можно видеть на МС Ухта на протяжении всего анализируемого периода. Так, в частности, в 1996 г. средняя величина гидрокарбонат-ионов составила здесь 42,1 мг/л, в 1997 г. – 37,5 мг/л. Принимая во внимание тот факт, что содержание НСО3- в осадках является индикатором уровня СО2, указанные особенности распределения концентраций в выпадении гидрокарбонатов можно объяснить ролью промышленности г. Ухта [4]. Основными стационарными источниками загрязнения воздушного бассейна CO2 города являются предприятия угледобывающей, газовой (ООО «Газпромтрансгаз Ухта»), нефтегазовой («Лукойл-Ухтанефтегаз»), нефтеперерабатывающей (ООО «Лукойл-Ухтанефтепереработка»), наконец, теплоэнергетической и других отраслей.    Первое десятилетие XXI в., аналогично сульфат-ионам, подчеркнем, ознаменовалось существенным снижением доли HCO3- в химическом составе осадков европейского севера, составив не более 3,5 мг/л.    Выполненная работа позволяет сделать ряд выводов:    1. Использование методов корреляционного и регрессионного анализа позволило заполнить существующие пропуски в количестве 51 в значениях концентрации сульфат и гидрокарбонат-ионов в атмосферных осадках по ряду МС. На основании полученных коэффициентов корреляции постулировались линейные уравнения регрессии.    2 Установлено, что для МС, расположенных в н.п. Сура и Брусовица, характерен т.н. природный уровень содержания анализируемых макрокомпонентов в осадках, где значения их концентраций варьируют в пределах 0,5–5,5 мг/л.    3. На основании информации многолетних наблюдений на режимных МС делается вывод о значительном повышении содержания сульфатов в атмосферных осадках в регионах, подверженных техногенному воздействию. Подобная закономерность выявлена на примере МС, расположенных в г. Архангельск, Череповец, Ухта, где аккумуляция SO42- в осадках регистрировалась в 90-е гг. и их спад в начале XXI столетия.    4. В очередной раз подтверждена закономерность и обозначены причины увеличения концентраций сульфатов в атмосферных осадках в зимне-весенний период на анализируемых МС.    5. Анализ данных многолетних наблюдений за содержанием гидрокарбонатов в атмосферных осадках показал, что минимальная их доля зафиксирована на МС Сура и Архангельск (0,19–6,8 мг/л), в то время как доминирование HCO3- характерно для осадков МС в г. Ухта.','./files/3(50)/194-204.pdf','','','ФИЗИЧЕСКАЯ ГЕОГРАФИЯ И БИОГЕОГРАФИЯ,ГЕОГРАФИЯ ПОЧВ И ГЕОХИМИЯ ЛАНДШАФТОВ','PHYSICAL GEOGRAPHY AND BIOGEOGRAPHY, SOIL GEOGRAPHY AND LANDSCAPE GEOCHEMISTRY','194-204');