Нефть представляет собой сложную многокомпонентную природную смесь, состоящую из парафиновых, нафтеновых, ароматических углеводородов, гетероатомных соединений, смол, асфальтенов и других компонентов. Кроме этого, в пластовой нефти содержатся различные газы, пластовая вода, неорганические соли, механические примеси.

1. Нефтяные залежи и месторождения

1.1. Формы залегания нефтяных залежей

Нефть насыщает поры, трещины и пустоты в горных породах в недрах Земли. Естественное скопление нефти в недрах называется нефтяной залежью.

Нефтяные залежи, как правило, содержат газообразные соединения, которые могут находиться как в свободном состоянии, так и в растворённом состоянии в нефти. Поэтому нефтяная залежь по существу является нефтегазовой. Газообразные соединения составляют основу попутного нефтяного газа.

В недрах имеются также чисто газовые и газоконденсатные залежи. В газоконденсатных залежах помимо газа в порах пласта содержится некоторый объём жидких соединений - конденсата.

Совокупность залежей нефти или газа, расположенных на одном участке земной поверхности, представляет собой нефтяное или газовое месторождение.

Промышленные залежи нефти и газа обычно встречаются в осадочных породах , имеющие большое количество крупных пор. Осадочные породы образовались в результате осаждения органических и неорганических веществ на дне водных бассейнов и поверхности материков.

Характерный признак осадочных горных пород – их слоистость. Они сложены, в основном, из почти параллельных слоёв (пластов ), отличающихся друг от друга составом, структурой, твёрдостью и окраской. На месторождении могут быть от одного до нескольких десятков нефтяных или газовых пластов.

Если на одной площади всего одна залежь – то месторождение и залежь равнозначны и такое месторождение называется однопластовым. В остальных случаях месторождения многопластовые.

Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой , сверху – кровлей. Пласты осадочных пород могут залегать не только горизонтально, но и в виде складок вследствие горных процессов. Изгиб пласта, направленный выпуклостью вверх, называется антиклиналью , вниз – синклиналью . Соседние антиклиналь и синклиналь образуют полную складку. Размеры антиклинали в среднем составляют: длина 5…10 км, ширина 2…3 км, высота 50…70 м. Примерами гигантских антиклиналей являются Уренгойское газовое месторождение (длина 120 км, ширина 30 км, высота 200 м) и нефтяное месторождение Гавар в Саудовской Аравии (длина 225 км, ширина 25 км, высота 370 м). В России почти 90% разведанных залежей нефти и газа находятся в антиклиналях.

По проницаемости горные породы делятся на проницаемые (коллекторы ) и непроницаемые (покрышки ). Коллекторы – породы, которые могут вмещать, пропускать и отдавать жидкости и газы.

Рис. 1.1. Схема полной складки пласта

Различают следующие типы коллекторов: поровые (пески, песчаники), кавернозные (имеющие полости – каверны, образовавшиеся за счёт растворения солей водой), трещиноватые (имеющие микро- и макротрещины в непроницаемых породах, например, известняки) и смешанные . Покрышки – практически непроницаемые породы (обычно глины).

Для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда условий: наличие коллекторов, покрышек, а также пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушке ). Скопление нефти и газа происходит вследствие их миграции в коллекторах из области высоких в область низких давлений вдоль покрышек. Различают следующие основные типы ловушек: антиклинальная, тектонически экранированная, стратиграфически экранированная и литологически экранированная. Тектонически экранированная ловушка образуется вследствие тектонических движений и вертикальных смещений земной коры. Стратиграфически экранированная ловушка образуется вследствие перекрывания коллекторов более молодыми непроницаемыми отложениями. Литологически экранированная ловушка образуется при окружении линз проницаемых пород непроницаемыми породами. Попав в ловушку, нефть, газ и вода расслаиваются.

Нефтяные залежи чаще всего встречаются в антиклинальных ловушках, схема которой представлена на рис. 1.2. Геометрические размеры залежи определяются по её проекции на горизонтальную плоскость.

Рис. 1.2. Схема нефтяной залежи антиклинального типа:

1 – внутренний контур газоносности; 2 – внешний контур газоносности;

3 – внутренний контур нефтеносности; 4 – внешний контур нефтеносности

Поверхность раздела газа и нефти – газонефтяной контакт . Поверхность раздела нефти и воды – водонефтяной контакт . Линия пересечения поверхности газонефтяного контакта с подошвой пласта – это внутренний контур газоносности , с кровлей – внешний контур газоносности . Линия пересечения поверхности водонефтяного контакта с подошвой пласта – внутренний контур нефтеносности , с кровлей – внешний контур нефтеносности .

Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой пласта – это толщина пласта. Расстояние по большой оси ее между крайними точками внешнего контура нефтеносности – длина залежи. Расстояние по малой оси между крайними точками внешнего контура нефтеносности – ширина залежи. Расстояние по вертикали от подошвы залежи до её наивысшей точки – мощность залежи.

Обычным спутником нефти в нефтяных залежах являются пластовые воды , которые обычно находятся в пониженных частях пласта.

Пластовые воды, находящиеся в нижней части продуктивных пластов, называются подошвенными , объём которых обычно в десятки и сотни раз больше нефтяной части. Пластовые воды, простирающиеся на большие площади за пределами залежи, называются краевыми .

В нефтегазовой части пластов вода удерживается в виде тонких слоев на стенках пор и трещин за счет адсорбционных сил. Эта вода при эксплуатации залежи остается неподвижной и называется остаточной или связанной . Ее содержание составляет примерно от 10 до 30% от суммарного объема пор в нефтяных месторождениях и до 70% в газовых месторождениях.

Если в пласте есть свободный газ, то он будет в верхней части пласта в виде газовой шапки .

Раздел между газом, нефтью и водой в нефтяных залежах или между газом и водой в чисто газовых залежах представляет собой сложную переходную область. Из-за подъема воды за счет капиллярных сил в порах пород четкого раздела воды и нефти не существует и содержание воды по вертикали изменяется от 100% до 30% и более в повышенных частях залежи. Высота этой зоны составляет от 3 до 5 метров и более.

КЛАССИФИКАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИИ НЕФТИ И ГАЗА

МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

Классификация месторождений нефти и газа имеет не меньшее теоретическое и практическое значение, чем классификация залежей. Казалось бы этому вопросу должно уделяться не меньшее внимание, однако это не так. С момента четкого разграничения таких понятий, как залежи и месторождения, первым уделялось очень много вре­мени, в то время как классификации нефтяных месторождений почти не разрабатывались. До сих пор не существует общепринятого определения понятия месторождение.

Под месторождением нефти и газа, по определению И. О. Брода (1938), следует понимать совокупность залежей в недрах одной и той же площади, образование которой контролируется единым структурным элементом, что определяет общность в системе их поисков, разведки и разработки. Довольно близко к этому опреде­ление Н. Ю. Успенской (1966). По Н. Ю. Успенской (1966) под месторождением следует понимать совокупность залежей, заключен­ных в недрах одной и той же площади и контролируемых общим гидро­логическим элементом структурного, литологического или страти­графического характера, обеспечивающим образование ловушки.

В приведенных определениях за основу взяты залежи, и место­рождение фактически рассматривается как сумма залежей, приуро­ченных к тому или иному структурному элементу или геологическому элементу. Между тем наличие того или иного структурного элемента, контролирующего формирование месторождения, определяет и воз­можный тип залежей в месторождении. Более того, развитие того или иного структурного элемента на фоне геологической истории крупного элемента земной коры предопределяет появление того или иного типа резервуара и специфику ловушек в нем.

Из сказанного выше ясно, что группа или тип месторождений предопределяет и тип встречающихся в нем залежей. Следовательно, месторождение надо рассматривать не как механическую совокуп­ность залежей, а как геологический комплекс, предопределяющий условия формирования самих залежей. Правильнее залежь рассма­тривать как один из элементов месторождения. Определение место­рождения может быть предложено в следующей форме: под м е-

1. Классификация месторождений нефти п газа 213

с т о р о ж д е н и е м нефти и (и л и) газа следует по­нимать участок земной коры определен­ного геологического строения, содержащий в себе залежи нефти и (или) газа. В таком опре­делении в понятие месторождение включается не только сумма зале­жей, но и вся толща пород, принимающая участие в строении месторо­ждения. Учитываются не только резервуары, но и разделяющие их толщи, не только коллекторы, но и покрышки. Вместе с тем учитывается в целом и строение данного участка, обусловленное геологической историей его образования. Отсюда вполне естественно должны вытекать и особенности разведки различных нефтяных и (или) газовых месторождений, а в дальнейшем и принципы их разработки.

Тектонический фактор имеет решающее значение для формирова­ния месторождения. Поэтому он прежде всего учитывается при созда­нии классификационных схем месторождений нефти и газа. Подобная классификация структурных форм газовых и газонефтяных место­рождении была предложена И. В. Высоцким. Однако она не охваты­вает всех структурных форм нефтяных месторождений. Более полную классификацию структурных форм нефтяных месторождений раз­работал Ю. А. Косыгин. Мы использовали ее при определении ха­рактеристики основных подклассов месторождений.

Исходя из сделанного выше определения месторождения, следует считать их главными элементами структуру, характер залежей.

Тектонические условия формирования того или иного структур­ного элемента, контролирующего образование месторождения, прежде всего зависят от того, с каким крупным геоструктурным элементом земной коры связано формирование этого элемента. В качестве основ­ных геоструктурных элементов в земной коре выделяют геосинкли­нали и платформы. Особенности развития геосинклиналей и плат­форм предопределяют характер структурных отложений в их пре­делах. Поэтому при рассмотрении структурных форм, с которыми могут быть связаны нефтяные и газовые месторождения, правомерно разделение их на два основных класса: геосинклинальные (складча­тые) и платформенные.

Переход от геосинклинали к платформе осуществляется, как правило, через предгорный прогиб. Предгорный прогиб, хотя и раз­вивается в значительной своей части на теле платформы, является как бы переходным элементом между ней и геосинклиналью. Внешняя часть предгорного прогиба несет на себе все черты, характерные для платформы, а внутренняя обладает некоторыми особенностями, присущими геосинклинали. Не останавливаясь на подробной характеристике этих особенностей, отметим наличие

214 Гл. VIII. Месторождения нефти и газа

в центральной и внутренней частях прогиба довольно сильной фаци-альной изменчивости вкрест простирания и развитие складчатости, если и не типично геосинклинальной, то во всяком случае значи­тельно отличающейся от платформенной. Характерной особенностью такой складчатости является развитие линейных антиклинальных складок иногда с очень большой амплитудой, как правило, разделен­ных пологими корытообразными синклиналями.

При рассмотрении географического размещения нефтяных и га­зовых месторождений в качестве одной из особенностей отмечалось отсутствие их в горных странах. Геологически это выражается в от­сутствии или очень редкой встречаемости нефтяных и газовых место­рождений в центральных частях геосинклинальных (складчатых) областей. Тяготение нефтяных и газовых месторождений к краевым частям горных сооружений геологически выражается в расположе­нии месторождений в предгорных прогибах и областях погружения складчатых систем. Скопления нефти и газа редко встречаются в связи с такими типично геосинклинальными породами, как флиш. Другие геосинклинальные породы, например яшмы, вообще ни­когда не содержат скоплений нефти и газа. Таким образом, для цен­тральных частей геосинклинальных областей нефтяные и газовые месторождения нехарактерны.

Нефтяные и газовые месторождения широко распространены в предгорных прогибах, межгорных впадинах и областях погружения складчатых систем. Выделяя два основных класса нефтяных место­рождений, связанных с платформенными и геосинклинальными областями, надо иметь в виду, что под последними в данном случае понимаются не собственно геосинклинальные области, а примыка­ющие к ним (или заключенные внутри них) районы с относительно интенсивной складчатостью. Именно в таком понимании в описыва­емой ниже классификации выделяются два основных класса нефтя­ных месторождений:

I класс - месторождения, сформировавшиеся в складчатых об­ластях;

II класс - месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.

В I классе выделяются две группы месторождений: А - группа месторождений, связанных с антиклинальными складками; Б - группа месторождений, связанных с моноклинальным залеганием слоев.

Во II классе выделяются четыре группы месторождений: В - месторождения, связанные с куполовидными и брахиантиклиналь-ными поднятиями; Г - месторождения эрозионных и рифовых мас­сивов; Д - месторождения гомоклинали; Е - месторождения син­клинальных прогибов.

В основу выделения групп месторождений положен также тек­тонический фактор, приводящий либо к образованию сходных струк-

§ 1. Классификация месторождений нефти и газа 215

турных форм, либо обусловливающий появление зон стратигра­фических несогласий или выклиниваний (как частных случаев стратиграфических несогласий). Каждая выделенная группа месторо­ждений включает в себя набор типов месторождений. Типы месторождений выделяются по геологической характеристике ло­кальных участков земной коры, содержащих в себе залежи нефти и газа.

В группы объединяются типы месторождений по общим сходным признакам. Например, все месторождения, приуроченные к различ­ным типам анктиклинальных складок (общий признак антиклиналь), объединяются в одну группу. Соотношение между группами и типами нефтяных и газовых месторождений показано на рис. 109. Каждый тип месторождений включает в себя определенные группы залежей (табл. 46-50).

Таким образом, классификация учитывает не только структур­ный признак основного элемента, определяющего формирование месторождения, но и регионально тектоническое положение этого элемента относительно таких структурных единиц земной коры, как платформы и геосинклинали. Это, безусловно, одно из достоинств рассматриваемой классификации. Другим достоинством является отраженная в ней связь залежей с месторождениями. В то же время указанные моменты не развиты до логического завершения. Прове­денные за последние годы детальные исследования выявили довольно сложное тектоническое строение платформ. Не все типы структурных элементов, контролирующих формирование нефтяных и газовых месторождений, одинаково распространены на платформе. Напри­мер, соляные купола встречаются в определенных областях - в об­ширных и глубоко прогнутых краевых частях платформ. Рифовые массивы также распространены неравномерно по платформе, но их размещение имеет свои закономерности. Характер куполовид­ных и брахиантиклинальных поднятий в различных частях плат­формы также существенно различен. Встречаются пологие крупные складки неопределенной формы, например Ромашкинская, приуро­ченная к структуре первого порядка - Татарскому своду; Зеагли-Дарвазинское поднятие, расположенное в центральной части Цен­трально-Каракумского свода; Тарха-Кугультинское поднятие, при­уроченное к Северо-Ставропольскому валу Ставропольского свода. Но распространены и брахиантиклинальные поднятия с отчетливо выраженной длинной осью, довольно значительные по высоте, например Ярино-Каменноложское на Пермско-Багакирском своде; Мухановское, Дмитриевское, Коханы-Михайловское в пределах Жигулевско-Оренбургского свода; Узеньское и Жетыбайское под­нятия в Ейско-Мангышлакской впадине; Газлинское в пределах Бухарской ступени Каракумской платформы; Усть-Балыкское и Западио-Сургутское поднятия в пределах Сургутского свода, а также Мегионское, Соснинско-Советско-Медведицкое поднятия на

216 Гл- VIII. Месторождения нефти и газа

Тема1.4. ПАРАМЕТРЫ И ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА.

Наименование параметра	Значение
Тема статьи:	Тема1.4. ПАРАМЕТРЫ И ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА.
Рубрика (тематическая категория)	Геология

Под залежью нефти и газа принято понимать единичное скопление в одном или нескольких пластах-коллекторах, которые имеют единую гидродинамическую систему. В случае если скопление УВ достаточно велико и рентабельно для разработки, оно принято называть промышленной залежью нефти и газа. Следовательно, понятие ʼʼпромышленная залежьʼʼ определяется современным уровнем технологии добычи нефти, газа.

Форма и размеры залежи УВ определяются формой и размером ловушки. Основной параметр залежи- ее запасы, которые подразделяются на геологические и извлекаемые. К геологическим запасам относится всœе количество нефти, газа, находящееся в залежи в пределах рассчитанной площади (F) и c учетом других параметров. К извлекаемым запасам относится только то количество УВ, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ можно извлечь (поднять на поверхность). Извлекаемые запасы нефти составляют от15 до 80% от геологических запасов, как у нас в стране, так и за рубежом. Οʜᴎзависят от: 1) физико-химических свойств нефти; 2) свойств коллекторов; 3) методов разработки.

При сочетании благоприятных параметров, к примеру, при маловязкой нефти и высокоемких и хорошо проницаемых коллекторах можно достичь наиболее высокой отдачи пластов, в ряде случаев до 70-80%.

При этом, при сочетании худших показателœей по нефти и коллекторам, к примеру, при очень плотной высоковязкой нефти и низко проницаемых карбонатных коллекторах, извлечь более 15-20% нефти из недр практически невозможно.

Большое значение для повышения нефтедобычи имеет применение с начала разработки залежи наиболее эффективных методов воздействия на нефтяные пласты.

Количество извлеченной нефти по отношению к геологическим запасам выражается через коэффициент нефтеотдачи Кн:

Извлекаемые запасы, (т) , -геологические запасы, (т).

Коэффициент нефтеотдачи выражается в процентах или долях единицы. Пределы измерения , как и извлекаемых запасов, составляют от 15 до 80% (0,15-0,8).

Обычно в карбонатных коллекторах колеблется от 0,15 до 0,3; а в терригенных- 0,4-0,5, реже 0,6-0,8. Средняя величина в современных условиях составляет около 0,4-0,45.

Следовательно, более 50% разведанных запасов нефти в базовых нефтедобывающих странах остается в недрах неизвлеченными. В связи с этим, перед нефтегазовой промышленностью стоит большая проблема, связанная с наибольшим извлечения нефти из недр.
Размещено на реф.рф
Особенно остро эта проблема стоит в тех регионах, где выявлены значительные по геологическим запасам местоскопления нефти, сложенные мощными толщами слабопроницаемых карбонатных коллекторов, а также залежи плотной вязкой нефти. Вместе с тем, большие трудности доставляет извлечение легкой, но высокопарафинистой нефти, что снижает нефтеотдачу пластов. Важно заметить, что для снижения вязкости нефти и растворения парафина крайне важно применение теплоносителœей (горячей воды, пара и др.), что технически и экономически в большинстве регионов нашей страны считается неоправданным и практически в широких масштабах не применяется.

В отношении чисто газовых залежей коэффициент газоотдачи может достигать 70-80%, а в отдельных случаях еще выше.

Под местоскоплением нефти и газа понимают совокупность залежей (реже одна залежь), приуроченных к одной или нескольким ловушкам, находящихся в пределах одной локальной площади. На рис. 4. Приведено строение 2-х местоскоплений нефти и газа, связанных с одной (а) и несколькими (б) ловушками.

При расчете контуров залежи нефти и газа по результатам разведки обязательно выполняются геологические построения: структурные карты и геологические профили. Обычно на разведочной площади бурят ряд скважин по профильной системе, затем строят геологические профили, на которые наносят результаты опробывания продуктивных пластов. По геологическим профилям строят структурную карту, на которой показывают контуры нефтеносности и газоносности. В обычных условиях поверхности, отделяющие нефть от воды, газ от нефти или газ от воды, являются практически горизонтальными (на одних абсолютных отметках). По этой причине, контуры нефтеносности и газоносности проводят в соответствии с конфигурацией изогипс пласта. На рисунке 5 приведен геологический профиль через нефтяную залежь, структурная карта нефтяного пласта͵ а также методика построения структурной карты и определœение контуров нефтегазовой залежи.

Поверхность, разделяющая нефть и воду (газ и нефть, газ и воду), принято называть подошвой нефтяной (нефтегазовой, газовой) залежи или поверхностью водонефтяного(газонефтяного, газоводяного) раздела (контакта) –ВНК, ГНК, ГВК.

Рис. 4. Местоскопления нефти и газа.

Линия пересечения поверхности ВНК скровлей пласта принято называть внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности ВНК с подошвой пласта принято называть внутренним контуром нефтеносности, который выделяется для залежи в пластовом резервуаре. В массивном резервуаре внутренний контур нефтеносности отсутствует.

Высотой залежи (Н) принято называть кратчайшее расстояние от подошвы залежи ло ее наивысшей точки. В случае структурной ловушки- антиклинали или купола- наивысшая точка находится в своде в месте перегиба складки. Высота залежи в пластовом резервуаре на антиклинали больше толщины пласта (h) , ав случае массивного резервуара,наоборот, т.к. нередко в мощной коллекторской толще, к примеру, карбонатном массиве, нефтяная залежь содержится в верхней части массива под покрышкой H h /

Рис. 5. Нефтегазовая залежь в профиле и плане.

Длина, ширина и площадь залежи (F) ᴛ.ᴇ. ее размеры определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности).

Для расчета запасов нефти нужно знать не общую мощность продуктивного пласта͵ а эффективную нефтенасыщенную мощность, которая определяется какк средневзвешенная по площади залежи (с учетом этого параьетра по скважинам) суммарная мощность хорошо проницаемых пропластков пласта. Эта величина определяется по данным промысловой геофизики, ᴛ.ᴇ. геофизических исследований скважин (ГИС).

Скопление свободного газа над нефтью в нефтегазовой залежи принято называть газовой шапкой (ГШ), которая образуется в том случае, когда давление в залежи равно давлению насыщения ), нефти газом при данной температуре. В случае если пластовое давление(, то весь газ растворяется в нефти, а если , то образуется ГШ.

Степень заполнения пор нефтью (газом) принято называть нефтенасыщенностью и измеряется в процентах или долях единицы. Часто коэффициэнт нефтенасыщенности составляет 70-90% (0,Ю7-0,9). Следовательно в пластах в поровом пространстве может заключаться 70-90% нефти и газа, а остальное пространство заполнено остаточной (связанной) водой, ᴛ.ᴇ. остаточной водой после образования породы, которая обычно бывает связана с породой и является неподвижной.

Для расчета запасов УВ в залежах используют и другие параметры, которые вместе с формулами расчета рассмотрены ниже.

В некоторых случаях в земных условиях при заметном движении воды в продуктивном пласте образуется наклонный ВНК. Он смещается в направлении движения воды. В этом случае контур нефтеносности будет пересекать изогипсы продуктивного пласта.

В ряде случаев в результате действия микроорганизмов на контакте вода- нефть переходная зона нефти в подошве залежи разрушается и поверхность ВНК приобретает волнистый характер.

Коэффициент заполнения ловушки показывает отношение высоты нефтяной (нефтегазовой или газовой) залежи к амплитуде структурной ловушки (локального поднятия). - соответствуетполному заполнению ловушки (100%), а при ловушка заполнена УВ лишь наполовину (50%). В последнем случае количества УВ, поступивших в ловушку, было недостаточно для заполнения всœей емкости ловушки.

По генезису ловушек типы залежей подразделяются на несколько классов: структурный, литологический, стратиграфический, рифогенный, смешанный (комбинированный).

Наиболее распространенный в земной коре залежи структурного класса, приурочены к антиклиналям, среди которых выделяются: сводовые, висячие, тектонически-экранированные, блоковые и приконтактные.

Нефть и газ в сводовых залежах обнаруживаются в самых приподнятых частях ловушек. В плане (на структурной основе) форма таких залежей, как правило, овальная или округлая и соответствует форме ловушки.

На рисунках представлены сводовая нефтегазовая залежь на антиклинали простого строения (без нарушений) и сводовая нефтяная залежь, связанная с куполом, нарушенным сбросом, а также сводовые залежи, различающиеся по фазовому состоянию (однофазовые и двухфазовые).

Висячие залежи нефти образуются в районах, где наблюдаются наибольшие напоры пластовых вод (складчатые области и предгорные прогибы). Принципиальная схема висячей залежи приведена на рисунке 7.

Тектонически-экранированные залежи УВ образуются в различных частях структур, где происходит экранирование залежи тектоническим нарушением (см. рисунок).

Блоковые залежи встречаются в тектонически активных районах, характеризуются амплитудой смещения по вертикали по нарушениям, превышающей мощность продуктивного пласта.

Тема1.4. ПАРАМЕТРЫ И ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА. - понятие и виды. Классификация и особенности категории "Тема1.4. ПАРАМЕТРЫ И ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА." 2017, 2018.

Текст дополнен и отредактирован по данным 2015 года .

Карта. Гидроминеральные области Крымского полуострова

Условные обозначения :
А. Гидроминеральная складчатая область горного Крыма с преимущественным развитием сульфатных и хлоридных (частью термальных в глубине) минеральных, вод, газирующих азотом, в подчиненном значении метаном, сероводородом и редко углекислотой.

Б. Керченская гидроминеральная область углекислых вод в глубоких водоносных горизонтах, а также сероводородных, азотных и метановых холодных и термальных в третичных и нижележащих отложениях.

В. Крымская гидроминеральная область сероводородных, азотных, метановых и смешанного газового состава солоноватых и соленых вод (равнинный Крым), холодных в верхних и термальных в глубоких частях артезианских бассейнов.

Типы вод
Углекислые воды:
1 - углекислые главным образом хлоридно-гидрокарбонатные и гидрокарбонатно-хлоридные натриевые воды с минерализацией 8,8-15,6 г/л (и другие).

Сероводородные воды:
2 - хлоридные, натриевые, преимущественно соленые воды с повсеместно высоким содержанием сероводорода (общего H2S от 50 до 850 мг/л) и минерализацией от 7,8 до 32,5 г/л;
3 - натриевые воды переменного анионного состава (гидрокарбонатно-хлоридные, хлоридно-гидрокарбонатные и др.), с минерализацией преимущественно до 10 г/л и с весьма различным содержанием общего сероводорода - от нескольких десятков до более 300 мг/л и слабосероводородные воды с содержанием H2S около 10 мг/л. Азотные, метановые, смешанного газового состава и другие воды.

Термальные:
4 - азотные пресные гидрокарбонатные натриевые с минерализацией до 1 г/л. Температура 26-35°С;
5 - преимущественно азотные хлоридно-гидрокарбонатные, гидрокарбонатно-хлоридные и хлоридные натриевые (иногда магниевые) с минерализацией от 1 до 3-7 г/л. Температура 20-46°С;
6 - азотные, мета-ново-азотные, азотно-метановые и метановые хлоридные и хлоридно-гидрокарбонатные натриевые, солевые воды (минерализация 10-35 г/л) с температурой от 30 до 40°С и выше;
7 - азотно-метановые и метаново-азотные (иногда метановые) хлоридные кальциево-натриевые воды морской минерализации (35-40 г/л) с температурой свыше 50°С (до 100°);
8 - преимущественно азотные очень горячие свыше (45-50°С) воды по составу натриевые или кальциево-натриевые хлоридные, сульфатно-хлоридные, гидрокарбонатно-хлоридные и хлоридно-гидрокарбонатные с минерализацией 8-50 г/л.

Холодные:
9 - сульфатные (чисто сульфатные, хлоридно-сульфатные и сульфатно-хлоридные (натриево-кальциевые и другие) слабо минерализованные от 1,5 до 10 г/л воды;
10- хлоридные и гидрокарбонатно-хлоридные натриевые, а также кальциево-магниевые воды с минерализацией преимущественно от 3 до 20 г/л;
11 - хлоридно-сульфатные и хлоридные натриевые высокоминерализованные воды (рассолы) с минерализацией выше 50 г/л.

Воды недостаточно изученные: 12 - пресные углекисло-азотные с редкими газами (по предположению).

13 - граница областей минеральных вод;
14 - источник;
15 - скважина;
16 - грязевая сопка с выделением углекислого газа.

Пункты минеральных вод

Равнинный Крым : 1 - окраина Джанкоя, 2 - юго-западнее Джанкоя, 3- Серноводское, 4 - Глебово, 5 - Меловая (Тарханкут), 6 - Северная Новоселовская скважина, 6а, 6б, 6в, 6г, 6д - Южные Новоселовские скважины, 7 - Нижнегорск. 8 - Евпатория - Мойнаки, 9 - Евпатория - у берега моря, 10 - Саки - за железной дорогой, 11 - Саки - курорт, 12 - Саки - против Чеботарской балки, 13 - Ново-Андреевка, 14 - Ново-Александровка, 15 - Новожиловка, 16 - Васильевка, 17, 17а - Белоглинка, 18 - южнее г. Белогорска, 19 - источник Лечебное, 20 - источник Обручева, 21, 21а - Гончаровка, 22 - Бабенково, 23-источник Акмелез, 24 - сероводородная вода у г. Феодосии, 25 - источник Феодосия, 26 - источник Кафа, 27 - Ново-Московская улица в г. Феодосии.

Керченский полуостров : источники: 28 - Сюарташские. 29 - Караларские. 30 - Джайлавские, 31, 31а - Чокракские, 32 - Тарханские, 33 - Баксинские; грязевые сопки: 34 - Бурашские, 35 - Тарханские, 36 - Булганакские, 37 - Еникальские, 38 - Камыш-Бурун, 39, 39а - источники Сеит-Элинские, 40 - источники Каялы-Сарт, 41 - Мошкаревское, 42 - Марьевское, 43 - Костырино (б. Чонгелек).

Горный Крым : 44 - Коктебель, 45 - источники Кизил-Таш, 46 - источник Судакский, 47-источник Карабах, 48-источник Черные воды (б. Аджи-Су), 49 - слабоуглекислая вода в северном портале Ялтинского тоннеля, 50 - сульфатная вода в южном портале Ялтинского тоннеля, 51 - сероводородная вода в южном портале Ялтинского тоннеля, 52 - Ялтинская глубокая скважина, 53 - источник Василь-Сарай, 54 - источник Мелас.

Минеральные и термальные воды различных типов выделены в ряде мест Крыма глубокими скважинами. Минеральные воды Крыма различны по солевому (ионному) и газовому составу: некоторые из них термальные - теплые и горячие (термы). Они представляют значительный интерес как в научном, так и в практическом отношении. Воды могут быть использованы в качестве питьевых лечебных вод и в бальнеологических целях. Однако пока они используются еще в малой степени только на курортах Саки, Евпатория, Феодосия, Судак, Ялта, Алушта, Черные воды (Бахчисарайский район) и в некоторых монастырях, а также в сельских купелях и банях.

По геолого-структурным условиям и составу присутствующих в недрах Крымского полуострова минеральных к термальных вод выделены три крупные гидрогеологические области :

А. Гидроминеральная складчатая область Горного Крыма с преимущественным развитием сульфатных и хлоридных, частью термальных (в глубине) минеральных вод, газирующих азотом, в подчиненном значении метаном, сероводородом и редко углекислотой.

Б. Керченская гидроминеральная область распространения сероводородных, азотных и метановых холодных вод в третичных и нижележащих отложениях (в отдельных источниках содержится углекислота).

В. Гидроминеральная область Равнинного Крыма сероводородных, азотных, метановых и смешанного газового состава солоноватых и соленых вод, холодных в верхних и термальных в глубоких частях артезианских бассейнов.

Горный Крым

Площадь развития таврических сланцев в горном Крыму характеризуется широким распространением солоноватых сульфатных вод (с содержанием НСО3 больше 25%-экв, иногда больше SO4), образующихся вследствие разрушения и растворения колчеданов. Местами имеются слабосероводородные источники с содержанием сероводорода 3-10 мг/л и с различным химическим составом вод - Мелас , Карабах , Судакский источник.

В южной половине Ялтинского тоннеля сульфатные воды выступают в зоне контакта верхней и средней юры и из трещин самых низов известняков верхней юры. В среднеюрских сланцах и верхнеюрских известняках много жил и прожилков гипса (вероятно, древнее образование). Можно предполагать, что в современный период происходит растворение гипса карстовыми водами известняков с образованием сульфатных вод. Минерализация последних 0,7-3,4 г/л; наиболее часта минерализация 2,0-2,5 г/л с содержанием сульфатов 0,4-2,0 г/л. Эта вода содержит небольшие количества йода, брома и бора.

В некоторых местах тоннеля отдельные струи сульфатной воды содержат значительное количество стронция (до 7,6 мг/л) и свинца (0,003-0,01%). бора до 2,3 мг/л, ряд металлов (железо, титан, цирконий, никель, ванадий) в малом количестве, фосфор (Р2О5) до 2,2 мг/л, йод до 2,1 мг/л, бром 0,4-3,0 мг/л, кремнекислоту до 13,5 мг/л, марганец 0,18-0,30 мг/л, медь до 0,003 мг/л. Наличие металлов в воде, вероятно, связано с рудопроявлением в глубоких частях области распространения таврической серии.

Сероводородные воды (H2S до 40 мг/л), по-видимому, формируются в глубине толщи таврических сланцев и по линиям тектонических разломов поднимаются под напором к контактовой зоне средне- и верхнеюрских пород. Крепкая сероводородная вода в тоннеле содержит около 70 мг/л йода и около 7 мг/л брома. Слабые сероводородные воды в горной части Крыма этих компонентов не содержат. Содержание йода в крепкой сероводородной воде одного из источников (69,8 мг/л) сходно с содержанием йода (до 56,3 мг/л) в таврических сланцах на глубине 1000-2257 м в Ялтинской скважине.

Хлоридные воды содержатся в глубоких горизонтах таврических сланцев. Состав их, по-видимому, типичен для глубокой - хлоридной зоны.

Хлоридные воды горного Крыма можно рассматривать как метаморфизованные (частью хлор-кальциевые), содержащие комплекс микрокомпонентов морского происхождения (йод, бром, бор).

Присутствие в этих водах небольшого количества метана, азота, углекислоты и сероводорода может свидетельствовать о происходящих на глубине биохимических процессах. К соленым водам относятся: источник Черные воды (б. Аджи-Су), соленые воды скважин в Ялте. Глубина Ялтинской скважины 2257 м. Минерализация воды этой скважины от 38,9 до 49,3 г/л. Вода содержит много йода 52,3-56,3 мг/л, брома 65,6 мг/л, НВO2 16 мг/л. Вода источника Черные воды имеет минерализацию 3,8-4,5 г/л.

В Коктебеле известны нитратные сульфатно-хлоридные и хлоридно-сульфатно-карбонатные воды с содержанием нитратов от 0,68 до 5,3 г/л. Воды в четвертичных суглинках.

В горном Крыму имеются также незначительные слабоуглекислые проявления в сланцах таврической серии. Содержание СO2 свободной в воде источников (по неполным данным) 246-251 мг/л.

В горном Крыму в ряде случаев установлена несомненная связь между минеральными источниками и газопроявлениями и тектоническим строением (линиями разломов).

Керченский полуостров

В восточной части Керченского полуострова отдельные источники содержат углекислоту. По химическому составу воды хлоридно-гидрокарбонатные натриевые и гидрокарбонатно-хлоридные натриевые с содержанием свободной углекислоты 500- 2000 г/л и минерализацией 8,8-15,6 г/л.

Углекислые воды выходят на поверхность в виде трех групп небольших восходящих источников: Каялы-Сырт, Сеит-Эли Нижний и Тарханский № 2. Вблизи некоторых источников углекислые воды вскрыты буровыми скважинами глубиной 100-300 м (скважины переливают с дебитом до 0,3 л/сек). Минеральная углекислая вода поднимается по трещинам разломов земной коры на площадях главным образом деятельности древнего грязевого вулканизма. Содержание СО2 в составе газов вод от 36 до 96%. В некоторых пунктах в составе газов имеется немного водорода или сероводорода. Отношение He:Ar изменяется от 0,1 до 0,7, это можно отнести за счет подтока газа со значительной и большой глубины. Отношение Ar:N2 говорит о том, что азот в газах в основном глубинный, но встречается и биохимический. В районе имеются также грязевые сопки. с выделением некоторого количества СО2 (Булганакские, Тарханские и др.)- В газовых выделениях таких сопок установлено присутствие следов ртути. Очевидно, пары ртути должны быть и в газах углекислых источников.

Углекислые и сопочные воды содержат фтор, бром, йод, бор, барий, аммоний, нитраты, битуминозное вещество. Нафтеновые кислоты отсутствуют или имеются в незначительном количестве. В водах содержатся (в мг/л): литий 2,0-6,6; калий 40-260; кремнекислота 0-88; фосфор (Р205) 0-10; стронций 2,0-3,7 железо (Fе2+ + Fе3+) 0-4,0; фтор 0- 0,60; мышьяк 0-0,05; бор - много (НВO2 800-1600); воды бедны кальцием (0-192) и магнием (23-120).

Спектральным анализом в углекислых водах определены марганец, никель, кобальт, титан, ванадий, хром, молибден, цирконий, медь, свинец, серебро, цинк, олово, галлий, лантан, бериллий, ртуть, мышьяк,сурьма, германий и некоторые другие элементы. Содержание некоторых из них значительно: хрома до 0,01%, свинца до 0,005%, меди до 0,001%, цинка до 0,01%, олова до 0,1%. Оловоносность характерна для всех углекислых источников.

Ртуть в ряде случаев определена аналитическим методом (0,002- 0,005 мг/л). Содержание ртути по спектральному анализу 4 10-3% в воде весьма превышает ее кларковое содержание в земной коре (7,7 10-6%).

Общая радиоактивность, содержание радона, урана в этих водах колеблется в пределах 1,3 10-6 - 9,7 10-6 г/л.

Углекислые и сопочные воды - это трещинно-жильные субтермальные (термальные) воды, в которых углекислота, бор, литий, мышьяк, сурьма, ртуть, фосфор и некоторые другие микроэлементы взаимосвязаны и поступают из большой глубины (эндогенные продукты). Больше всего их содержится в очагах и вблизи очагов их появления на земной поверхности. Керченские углекислые источники и сопки - своего рода уникумы, и их воды весьма сложны по условиям формирования. Появление ионов металлов и ряда других (редких) микрокомпонентов в этих водах, по-видимому, обусловлено сложностью и значительной глубиной их формирования при возможном влиянии основных (щелочных) магматических пород недр. В частности, бор здесь может быть в виде глубинных летучих соединений с СО2, аммиаком, мышьяком, сурьмой, ртутью, фосфором и некоторыми другими микрокомпонентами в газовой фазе. Связывать углекислые воды Керченского полуострова с нефтяными факторами, вероятно, не приходится. Эти воды не имеют отношения ни к нефтепроявлениям, ни к сероводородным водам, приуроченным только к верхней части разреза полуострова.

Формирование ионно-солевого и газового состава углекислых вод Керченского полуострова, видимо, связано с весьма глубоко залегающими мезозойскими и, возможно, палеозойскими породами. Малые же дебиты и низкую температуру вод можно объяснить значительной глубиной источника питания и длительностью пути поступления их по трещинам разломов через мощную глинистую толщу майкопа, препятствующую вертикальному движению (подъему) вод к земной поверхности.

Керченский полуостров богат сероводородными водами разной концентрации, связанными главным образом с чюкракским горизонтом известняков и песков, залегающих на майкопских глинах. По данным М. М. Фомичева и Л. А. Яроцкого, областью их питания служат выходы чокракских песчаных отложений, которые являются водоносными.

На крыльях антиклиналей, в местах разломов, в понижениях рельефа, в озерах и местами в Азовском море эти воды дренируются, образуя восходящие источники. Они разгружаются также буровыми скважинами.

Дебиты источников сероводородных вод небольшие. Несмотря на это, данные исследований указывают (Л. А. Яроцкий) на значительные «накопившиеся» ресурсы сероводородных вод, а также на возможности их получения на некоторых участках, где отсутствуют сероводородные источники.

Наибольшая минерализация сероводородных вод наблюдается в погружениях небольших (местных) синклинальных структур, где подземный сток наиболее замедлен и поэтому метаморфизация больше. Минерализация сероводородных вод от нескольких до 32,5 г/л с содержанием общего сероводорода от 5-10 до 360-640 мг/л.

Наиболее крепкие (высоко-концентрированные) сероводородные воды представлены Чокракскими, Караларскими, Сююрташскими, Джайлавскими и другими источниками северо-западнее г. Керчи в районе Чокракского озера . Баксинские источники северо-восточнее г. Керчи менее минерализованы. Они вытекают из пород сармата. Крепкие сероводородные воды обнаружены и на юго-востоке полуострова в отложениях среднего миоцена. Здесь марьевские воды содержат общего H2S от 40 до 292 мг/л при минерализации 9-12 г/л.

Сероводородные воды полуострова хлоридные натриевые, хлоридно-гидрокарбонатные натриевые и другие. Содержание в этих водах йода, брома и бора тем больше, чем больше сероводорода.

Образование сероводородных вод Керченского полуострова обычно объясняется восстановительными процессами (восстановление сульфатов). Однако богатые H2S подземные воды можно объяснить и микробиологическими процессами. Вся территория Керченской области отличается той или иной зараженностью сероводородом, что в общем можно связывать с разрушением нефтяных залежей и восстановительными процессами в глинистых толщах.

На юго-западной равнине Керченского полуострова в 1963 г. одна скважина (скв. 111 на Мошкаревской антиклинали) дала большой самоизлив соленой метановой термальной воды из эоцена - верхнего мела. Вода была вскрыта в двух интервалах на глубине 1007-1030 м с дебитом 17,4 л/сек и температурой на изливе 51° С, на глубине 1105- 1112 м с дебитом 10,3 л/сек и температурой на изливе 54° С. Вода хлоридно-гидрокарбонатная натриевая при минерализации в первом интервале 9,5 г/л и во втором 10,5 г/л.

В районе пос. Костырино (б. Чонгелек) в юго-восточной части полуострова скважиной вскрыты холодные и термальные (до 45° С на изливе) азотные воды, незначительные по дебиту, связанные с небольшим нефтяным месторождением. Южнее Керчи у Камыш-Буруна вскрыта холодная хлоридная натриевая вода с минерализацией до 67 г/л, со значительным дебитом в неогеновых отложениях.

Равнинный Крым

Распространение и разнообразие подземных вод в равнинном Крыму в целом связано с рядом водоносных горизонтов в комплексах различного возраста - от палеозоя до неогена включительно.

На южной окраине равнинного Крыма в Бахчисарайском районе (предгорья) имеется пресный источник Обручева с углекислоазотной водой в верхнемеловых мергелях. Кроме того, в восточной части этой зоны отмечаются участки с некоторой восстановительной обстановкой в отложениях главным образом палеоцена. Здесь воды малодебитные с содержанием общего сероводорода от 10 до 130 мг/л.

На площади северной части равнинного Крыма (в Присивашье ) тоже местами имеются сероводородные воды, приуроченные к отложениям главным образом среднего миоцена. Здесь вследствие отдаленного положения от области питания и погружения слоев влияние внешних факторов на формирование химического состава и газового состава подземных вод ослабевает и возрастает значение внутренних и глубинных факторов воздействия. В связи с этим местами в тех или других водоносных горизонтах происходят процессы десульфатизации, создается некоторая восстановительная обстановка с образованием сероводородных (обычно слабых) вод. В основном содержание H2S около 5-10 мг/л, а в пос. Нижнегорском (по М. М. Фомичеву) до 130 мг/л. По химическому составу сероводородные воды относятся к гидрокарбонатно-хлоридным натриевым и хлоридным натриевым с минерализацией от 1-2 до 7-11 г/л.

На площади равнинного Крыма и отчасти в предгорьях (вблизи области питания) широко распространены азотные, метановые, смешанного состава газов и другие воды. Так, у г. Феодосии и в самом городе имеются солоноватые минеральные воды, приуроченные к меловым и палеоценовым отложениям, связанные с тектоническими трещинами разломов в мергелистых породах. Эти воды представлены небольшими источниками Феодосия и Кафа (Нарзан Крымский).

В равнинном Крыму азотные и метановые воды являются термальными от теплых до горячих при изливе из буровых скважин. В большинстве гидротермы приурочены к напорным водоносным горизонтам, в меньшей степени - к тектонически трещиноватым породам.

Наиболее древние породы в равнинном Крыму, содержащие минеральную воду, - это палеозойские известняки в г. Евпатория . Здесь скв. 2 и 8 вскрыта хлоридная натриевая азотная вода на глубине 871 и 893 м с дебитом 7 и 10,4 л/сек и температурой на изливе 40-41° С при минерализации 9,3-9,6 г/л. В составе газа (состав газа приведен в процентах от общего содержания газов) воды этих двух скважин имеется некоторое различие, а именно: в Мойнакcкой водогрязелечебнице, кроме основного азота, присутствует СО2 (10,3%), метана - нет; сероводорода 7 мг/л, очень мало гелия (0,013%), радона 2 ед. Махе. В скважине же у берега моря содержание СО2 в составе газа- 15,5%, метана 11,0%, H2S 4 мг/л, повышенное содержание гелия (0,386%), радона 2 ед. Махе. Отношение Не:Ar равно 0,42. Последней скважиной выше палеозоя была вскрыта минеральная вода еще в альбских отложениях на глубине 525-655 м: дебит на изливе 7 л/сек, температура воды 36° С.

Минеральные воды среднеюрских отложений, связанные с трещинами в конгломератах, известны в дер. Белоглинка в 4 км северо-западнее г. Симферополя. Вскрыты на глубине 300-357 м от поверхности. Вода изливается из двух скважин с дебитом до 2,5-3,0 л/сек при температуре 22,7° и 24,2° С. Минерализация 3,0-3,2 г/л, по типу хлоридногидрокарбонатная натриевая азотная с редкими газами. Отмечается повышенное содержание гелия; отношение Не:Ar равно 0,43. Вода содержит фтор, мышьяк, сурьму, железо, марганец, титан, стронций, цирконий, ванадий, свинец, цинк, серебро, медь. Содержание цинка до 0,05%, меди до 0,01% по спектральному анализу. Содержание фтора колеблется в пределах 0,6-3,5 мг/л. Фтор, металлы, гелий в воде могут быть объяснены нахождением района на площади Симферопольского антиклинального поднятия, где, несомненно, к поверхности близки отложения палеозоя, а на той или иной глубине возможны интрузии. Повышенное содержание гелия и фтора и наличие металлов в воде могут быть объяснены и разломом, проходящим в этом районе по долине р. Салгир.

Северо-восточнее г. Старый Крым , у дер. Бабенково , Кировский район, в северной глубоко погруженной части верхнеюрских известняков горного массива Агармыша на глубине 728 м вскрыты гидрокарбонатно-хлоридные натриевые воды. В газовом составе вод содержится азот (35,6%) и метан (61,8%). Дебит воды из скважины на изливе значителен - до 30 л/сек, температура воды 32,2° С. Этот тип воды формируется в недрах благодаря погружению известняков на довольно значительную глубину и некоторому удалению от области питания.

Также северо-восточнее г. Старый Крым, у дер. Гончаровки , в известняках нижнего мела с глубины 625 м вскрыта самоизливающаяся хлоридная вода с минерализацией 6,2 г/л. Дебит при изливе 8-9 л/сек, температура воды 32° С. В состав газов входят метан, азот, углекислота.

В 15 км восточнее г. Белогорск имеется сульфатная натриево-кальциевая вода источника Лечебное (б. Катырша-Сарай) с очень малым дебитом и минерализацией в разных выходах от 3,8 (скважина) до 7,3 г/л (колодец). Кроме того, вблизи г. Белогорска (южнее) из скважины глубиной 10 м получена из тех же альбских пород хлоридно-сульфатная натриевая вода высокой минерализации. Минерализация объясняется засоленностью песчано-глинистых лагунных отложений альба.

На широком пространстве южной, западной и северо-западной частей Крымской степи в песчано-глинистых отложениях неокома выявлен (по данным бурения и опробования) высоконапорный довольно обильный водоносный горизонт с самоизливающимися термальными водами. Область питания расположена в предгорьях Крыма, в районе Внешней горной гряды, где воды неокома пресные гидрокарбонатные кальциевые. В самой южной части равнинного Крыма на погружении до 300-500 м воды неокома тоже пресные, но с минерализацией уже до 0,8-0,9 г/л, хлоридно-гидрокарбонатные натриевые, теплые азотные. Температура их 27-33° С. Дебит при изливе от 3,3 до 14,0 л/сек в разных пунктах. Азот в воде воздушного происхождения.

С удалением от области питания и при дальнейшем погружении в северо-западном направлении химический состав вод неокома несколько изменяется. Так, в дер. Ново-Андреевке (в 30 км севернее Симферополя) и в районе курорта Саки воды неокома азотные, горячие, хлоридно-гидрокарбонатные натриевые с минерализацией от 1,3 до 3,1 г/л и температурой на изливе 39-46,6° С. В Ново-Андреевке дебит 5,1 л/сек; против Чеботарской балки, восточнее курорта Саки , первоначально до 29 л/сек; на курорте Саки, у берега озера, первоначально до 33 л/сек. С 1956 г. дебиты вследствие технического несовершенства скважин постепенно падали и в настоящее время значительно меньше указанных. В Ново-Андреевке вода вскрыта на глубине 745-800 м, против Чеботарской балки на глубине 754-756 м, на курорте Саки 803-816 м. На этой площади в водах неокома к воздушному азоту примешивается биохимический азот, появляются редкие газы, возникает небольшая радиоактивность.

По мере дальнейшего погружения в северном направлении от курорта Саки (Новоселовское в 40 км севернее г. Евпатории) воды отложений неокома становятся хлоридными натриевыми с минерализацией от 9 до 36 г/л и температурой на изливе от 50 до 58° С. В южной части района породы неокома залегают на глубине (в разных пунктах от поверхности) от 816 до 1055 м, в северной же от 1140 до 1291 м.

Дебит воды из скважин на изливе от 1,0 до 12,0 л/сек. Газ здесь имеет более сложный состав. В южной части Новоселовского района газ представлен N2 и СН4, а в самой северной - СO2, N2 и СН4. В воде неокомских отложений содержатся йод, бром, бор, литий, мышьяк и ряд других микрокомпонентов (железо, титан, ванадий, цинк, марганец, стронций, цирконий, барий, лантан, скандий, бериллий, висмут).

Температура вод неокома высокая, не соответствующая глубине залегания. Геотермическая ступень весьма понижена. На Тарханкутском полуострове у дер. Меловой в верхнемеловых мергелях на глубине 1604-1777 м вскрыта метановая хлоридная натриевая вода с дебитом на изливе 29 л/сек и температурой 42-43° С; минерализация воды 18,5 г/л. Метановые хлоридные натриевые воды были вскрыты еще в палеоценовых мергелях. Наиболее интересна скважина в с. Глебово , глубина вскрытия воды здесь 1036-1138 м; дебит и температура воды на изливе 13,3 л/сек и 62° С. Для вод палеоцена Тарханкутского полуострова характерно наличие аммония от 30 до 150 мг/л.

В палеоцене в 9 км юго-западнее Джанкоя также была обнаружена метановая хлоридная натриевая вода на глубине 1145 м; дебит на изливе из скважины 0,42 л/сек, температура воды 30° С; минерализация 24,0 г/л.

В глубоких горизонтах палеогеновых, меловых и палеозойских отложений в пределах равнинной части Крыма, в третичных и нижележащих отложениях на Керченском полуострове имеют повсеместное развитие высокотермальные воды. На южном берегу в таврических сланцах тоже вскрыты термальные воды. Температуры глубоких вод, судя по геотермическим измерениям, должны достигнуть 100° С на глубинах 1800-2500 м, а там, где геотермическая ступень понижена, и на меньшей глубине. Можно предположить, что высокотемпературные воды некоторых районов Крыма связаны с влиянием молодых интрузий, застывших на глубине, или с подтоком тепла из больших глубин по тектоническим разломам, известным в этих районах (Тарханкутское поднятие и восточная часть Керченского полуострова).

Некоторые из минеральных термальных вод могут (очень ограниченно) использоваться как источник тепла в народном хозяйстве (для коммунально-бытовых целей, для теплиц и пр.). Однако в советское время лишь несколько колхозов использовали их для бань и душа.

Источник : www.tour.crimea.com

Минеральные и термальные воды Крыма // Геология СССР. Том VIII. Крым. Полезные ископаемые . М., «Недра», 1974. 208 с.