Содержание к диссертации
Введение
1. Физико-географические, геологические и гидрогеологические условия 9
1.1. Физико-географические условия 9
1.2. Геологические условия 10
1.1.1. Стратиграфия 11
1.1.2. Трапповый магматизм 24
1.1.3. Тектоника 28
1.3.Нефтегазоносность 35
1.4. Гидрогеологические условия 40
1.4.1. Гидрогеологическая стратификация 40
1.4.2. Пластовые давления и гидродинамика флюидосистем 55
1.4.3. Геотемпературный режим недр 61
2. Геохимия подземных вод 66
2.1. Макрокомпонентный состав 70
2.2. Микрокомпоненты, растворенные органическое вещество, газы и микрофлора 89
3. Гидрогеохимические условия разработки месторождений нефти и газа 119
3.1. Гидрогеохимические условия основных месторождений нефти и газа.. 120
3.2. Моделирование процессов происходящих при закачке природных вод различного химического состава 135
4. Перспективы использования подземных вод на месторождения нефти и газа 153
4.1. Обеспеченность подземными водами 153
4.2. Влияние на добычу техногенных гидрогеохимических процессов 163
4.3.Гидрогеохимический мониторинг на месторождениях нефти и газа 176
Заключение 184
Список литературы 186
- Гидрогеологическая стратификация
- Пластовые давления и гидродинамика флюидосистем
- Микрокомпоненты, растворенные органическое вещество, газы и микрофлора
- Моделирование процессов происходящих при закачке природных вод различного химического состава
Введение к работе
Актуальность темы связана с необходимостью освоения, в самое ближайшее время, месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири. Практическое освоение этих месторождений невозможно без специальных, в том числе и гидрогеохимических исследований.
Непско-Ботуобинская нефтегазоносная область (НБ НТО) располагается в так называемом "главном поясе нефтегазоносное" Сибирской платформы, продуктивность которого связана с отложениями венда и кембрия. В них сформировались самые древние месторождения нефти и газа в нашей стране. К настоящему времени здесь открыто около 25 месторождений нефти и газа, промышленные притоки получены также еще на ряде площадей. Однако освоение этих месторождений затруднено сложными гидрогеологические условия, связанными с высокой минерализацией пластовых вод, засолением коллекторов, гидродинамической изолированностью блоков, а также низкими пластовыми температурой и давлением в продуктивных горизонтах. Наиболее актуально это для восточных и северо-восточных районов НБ НТО, территориально расположенных в Республике Саха (Якутии), где месторождения находятся в условиях небывало низких в мировой нефтегазовой практике температур, которые могут существенно повлиять на состав и подвижность нефтей и конденсатов и, следовательно, технологию и рентабельность добычи углеводородного сырья.
Для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов НБ НТО возможно использование систем поддержания пластового давления (СППД) путем закачки природных вод. В этих условиях особую значимость приобретает выполнение специальных гидрогеохимических расчетов с целью оценки последствий подобной закачки.
Цель работы. Оценка гидрогеохимических условий НБ НТО для обоснования выбора оптимального состава вод, используемых в СППД
4 разрабатываемых и планируемых к вводу в эксплуатацию месторождений нефти и газа.
Основные задачи исследований:
Анализ и обобщение фактического материала, выявление основных закономерностей изменения зональности состава и минерализации рассолов подсолевой формации.
Математическое моделирование геохимических процессов происходящих при закачке различных типов природных вод.
Обоснование рекомендаций по гидрогеохимическому мониторингу при разработке месторождений нефти и газа НБ НТО.
Защищаемые положения.
Для подсолевой формации НБ НТО выявлено, что зональность состава и минерализации рассолов обусловлены гидродинамической изолированностью гидрогеологических систем, связанной с мощной толщей нижнекембрийских солей и блоковым строением территории, а также с неравномерным глубоким ее прогреванием при трапповом магматизме и мощным охлаждением в неоген-четвертичное время.
На основе численного физико-химического моделирования обоснован выбор, в качестве наиболее оптимального агента СППД, смеси высокометаморфизированных хлоридных кальциевых и натриево-кальциевых рассолов с пресными и солеными водами надсолевой формации и поверхностных водоемов в расчетной пропорции.
Проектирование, проведение и интерпретация результатов гидрогеохимического мониторинга водоносных систем, режим которых будет нарушен при эксплуатации месторождений нефти и газа, возможно на базе разработанной в работе численной физико-химической модели, которая должна рассматриваться как элемент экспертной системы по оптимизации методов разработки месторождений нефти и газа НБ НТО.
Исходные материалы и методика исследований. Настоящая работа подготовлена по результатам исследований автора в ТФ ИГНГ СО РАН (2001-2003 гг.) - в рамках х/д № 207-01 «Составление региональной гидрогеологической модели южной и юго-восточной частей Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (Иркутская область, Республика Саха-Якутия), № 213-02 «Гидрогеологическая характеристика нефтегазоносных горизонтов Непско-Ботуобинской антеклизы», а также в рамках госбюджетных плановых научно-исследовательских работах Института геологии нефти и газа СО РАН. Использована компьютерная БД ТФ ИНТ СО РАН, в разработке которой автор принимала непосредственное участие, а также обширная геологическая, гидрогеологическая и геохимическая литература как по Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области и смежным регионам Восточной Сибири, так и по другим нефтегазоносным районам России.
В процессе выполнения работы проводились анализ и статистическая обработка имеющейся гидрогеохимической информации по НБ НТО, математическое моделирование химических процессов взаимодействия закачиваемых вод и породы пласта-коллектора.
Для хранения, вероятностно-статистической и картографической обработки информации использовались методы и средства пакетов программ Access, Excel, Statistica, Surfer и ArcView. Моделирование осуществлялись с помощью программного комплекса HydroGeo, учитывающего специфику исследования глубокозалегающих нефтегазоводоносных горизонтов.
Научная новизна:
существенно уточнен характер вертикальной и площадной зональности состава рассолов подсолевой формации в пределах НБ НТО, проанализированы обусловливающие её причины;
впервые проведена оценка совместимости природных вод разных химических типов с породами продуктивных горизонтов месторождений нефти и газа НБ НТО;
-установлено, что при обосновании системы мониторинга, в связи со сложными термодинамическими и геохимическими условиями в продуктивных пластах, нужно учитывать необходимость периодического проведения численного физико-химического моделирования геохимических процессов происходящих при закачке в качестве агента СГТГТД природных вод. В связи с чем, необходимо проводить контроль за составом закачиваемых и попутно добываемых вод с проведением полного химического и микробиологического анализа рассматриваемых вод.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется большим объемом данных, доказательством адекватности созданных гидрогеохимических моделей. Использованы данные испытания и опробования более чем по 200 объектам в глубоких скважинах и около 350 анализов вод и рассолов.
Практическая значимость работы:
приведенные в работе данные по составу подземных и построенные карты могут использоваться при поисково-разведочных работах на нефть, газ и другие полезные ископаемые;
отработанная методика оценки совместимости закачиваемых в СППД растворов и пород может использоваться при обосновании применимости для различных типов природных вод
-рекомендации по организации гидрогеохимического мониторинга следует учитывать при проектировании и на стадии эксплуатации нефтегазопромыслов;
Апробация работы. Основные положения и результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на ежегодных научных конференциях и симпозиумах: Научно-методической конференции «Тенденции и перспективы развития гидрогеологии и инженерной геологии в условиях рыночной экономики России. XI Толстихинские чтения» (Санкт-Петербург, 2004 г); 15-й Международной
7 научно-технической конференции «Геология и минерагения Центральной Азии» (Иркутск, Иркутский государственный технический университет, 2006 г.); Международной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Санкт-Петербургского государственного горного института (Санкт-Петербург, 2007 г), Международном научном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, Томский политехнический университет, 2007 г.).
Личный вклад автора. Поставлены задачи исследований, дана
методология их решения. В процессе работы: 1) обобщен и проработан
обширный материал по геологии, гидрогеологии и гидрогеохимии изучаемой
территории, на основании которого выполнен анализ причин формирования
зональности состава и минерализации рассолов подсолевой формации и для
терригенного, терригенно-сульфатно-карбонатного и карбонатного комплексов
построены карты зональности химического состава и минерализации,
распространения Br, Sr, Li, Rb; 2) выполнено термодинамическое
моделирование процессов, происходящих при закачке в качестве агента ППД
различных типов природных вод; 3) на основе результатов моделирования
предложено, как наиболее оптимальный вариант с гидрогеохимической точки
зрения, использование в качестве агента ППД смеси высоко
метаморфизированных хлоридных кальциевых и натриево-кальциевых
рассолов с пресными и солеными водами надсолевой формации и
поверхностных водоемов; 4) предложены рекомендации по
гидрогеохимическому мониторингу водоносных систем, режим которых будет нарушен при эксплуатации месторождений нефти и газа.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в том числе 2 в изданиях рекомендуемых ВАК.
Структура и объем диссертационной работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и библиографического списка,
8 включающего 92 наименований. Материал диссертации изложен на 196 страницах, включает 23 таблиц, 48 рисунков.
Благодарности. Автор выражает глубокую и искреннюю признательность:
научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук, профессору Антонову В.В. за помощь и постоянную поддержку в работе над диссертацией;
доктору геолого-минералогических наук, профессору Томского политехнического университета БукатыМ.Б. за предоставленные материалы, плодотворные консультации по теме диссертации и бесценную помощь при выполнении работы;
доктору геолого-минералогических наук, профессору Санкт-Петербургского государственного горного института КирюхинуВ.А. за неоценимые консультации, замечания и предложения при работе над диссертационной работой;
кандидату геолого-минералогических наук, ассистенту Санкт-Петербургского государственного горного института Стуккей Милене Георгиевне за замечания и рекомендации на протяжении выполнения работы;
преподавателям кафедры Гидрогеологии и инженерной геологии за внимание и поддержку.
Гидрогеологическая стратификация
Вопросами гидрогеологического расчленения разреза и выделения стратификационных элементов Ленно-Тунгусской нефтегазоносной провинции, в том числе Непско-Ботуобинской антеклизы, в разное время занимались Е.В. Пиннекер, А.С. Анциферов, В.И. Вожов и др. Впервые подсолевую, соленосную и надсолевую водоносные формации выделил и составил их гидрогеологическую стратификацию Е.В.Пиннекер (Пиннекер Е.В., 1966).
Гидрогеологическая стратиграфия осадочного чехла изучаемой территории существенно затруднена ввиду фациально-литологической изменчивости отложений. В целом, выделяются две основные фациальные области с соленосним террнгенно-карбонатньш разрезом, составляющим большую часть осадочного выполнения пород нижнего кембрия (юг территории), и с преимущественно бессолевым терригенно-карбонатньш его типом (северные районы). Причем, положение границы, разделяющей соленсный и бессолевой разрезы, «скользит" не только по латерали, но и по вертикали, смещаясь для более древних отложе ний в северном направлении.
На сегодняшний день наиболее детализированной является обобщенная схема гидрогеологической стратификации М.Б.Букаты (1999), составленная с использованием более ранних схем В.И. Вожова (1987) и А.С.Анциферова (1989), приведена в табл. 2. Весь разрез осадочного чехла, палеозойской части Сибирской платформы, в соответствии со схемой гидрогеологической стратификации, подразделяется на три водоносные формации, включающие, в свою очередь, 13 водоносных комплексов. При этом в основу выделения водоносных комплексов положены принципы гидродинамической изоляции комплексов друг от друга и ли-толого-фациальной приуроченности, определяющие в совокупности, наряду с термобарическими условиями, особенности их гидрогеологии, в том числе и их гидрогеохимическне различия. Не всегда подчиняется второму из этих принципов граница между соленосной и надсолевой формациями, которая проводится в разновозрастных отложениях литвинцевской, реже, ангарской, булайской, а иногда, даже, бельской свит на глубинах преимущественно до 600-1000 м, где высокопроницаемые за счет соляного карста породы сменяются на практически непроницаемую соленосную толщу.
Исходя из этих представлений, в наиболее изученных районах Непско-Ботуобинской антеклизы выделяется восемь основных регионально рассоло-носных комплексов, составляющих подсолевую и соленосную рассолоносные гидрогеологические формации. Вышележащая толща в свою очередь включает пять комплексов, содержащих рассолы выщелачивания, соленые и пресные воды. Продуктивность пород на территории Непско-Ботуобинской НТО связана с отложениями венда и нижнего кембрия, с учетом гидрогеологической стратификации это горизонты подсолевой и частично соленосной формаций. Изучению коллекторских свойств нефтегазоносных отложений Непско-Ботуобинской антеклизы посвящено большое количество работ ((Корвет Н.А., 1986), (ПоляковаГ.А., 1982), (ШеминГ.Г., 2001), (Непско-Ботуобинская..., 1986), (Литология..., 1988), (Геология коллекторов..., 1986))
Коллекторы подсолевой формации представлены терригенными и карбонатными породами, подвергшимися процессам уплотнения, окремнения, кальцитизации, доломитизации, сульфатизации, засоления, хлоритизации, гид-рослюдизации, каолинизации, сульфидизации, перекристаллизации и выщелачивания, оказавшим различное, как положительное, так и отрицательное влияние на коллекторские свойства пород (Литология..., 1988). Ниже представлены основные горизонты-коллеторы УВ и рассолов.
Горизон В14 (вилючанский и его аналоги) залегает в основании осадочного чехла и распространен лишь в северо-восточной части Предпатомского регионального прогиба, а также на смежных участках Вилючанской седловины и Непско-Ботуобинской антеклизы. Но данным ((ШеминГ.Г., 2001), (Непско-Ботуобинская. .., 1986)) горизонт обычно обладает низкими значениями открытой пористости (менее 5 %), только в зоне выклинивания отложений, протягивающейся узкой полосой от Чаяндинского до Вилюйско-Джербинского месторождений, отмечается увеличение значений открытой пористости до 5-10%. Мощность пород-коллекторов от 1 до 20 м. Флюидоупором являются кровельные карбонатно-глинистые отложения вилючанского горизонта, которые характеризуется пониженным и низким качеством.
К горизонту В и приурочены залежи газа на Нижнехамакинском, Хотого-Мурбайском, Вилюйско-Джербинском и Верхневилючанском месторождениях. Так в пределах Верхневилючанского месторождения открытая пористость горизонта изменяется от первых единиц до 17-18%, абсолютная газопроницаемость достигает600 10 м (Непско-Ботуобинская..., 1986). Горизонт Ви (безымянный, чонский II, талахский и их аналоги) распространен в сводовых участках Непско-Ботуобинской антеклизы. Качество коллекторов различное. Зоны улучшенных коллекторов на НБА предполагаются вблизи границы выклинивания отложений. Экранирующий горизонт сложен глинистыми и глинисто-карбонатными отложениями нижненепского подгори-зонта. Качество его обычно высокое, однако на склонах антеклизы и в зонах выклинивания отложений фиксируются участки пониженного качества экрана. В целом горизонт Віз обладает низкими, пониженными и средними коллектор-скими свойствами и лишь в северо-восточной части Непского свода - высокими. Зоны среднего качества в пределах НБА простираются в виде полосы от Ярактинского месторождения до Вилючанской седловины.
Пластовые давления и гидродинамика флюидосистем
Неравномерная в плане и разрезе степень изученности, полнота и достоверность исходной информации по глубоким нефтегазоносным горизонтам Сибирской платформы в целом и Непско-Ботуобинской антеклизы в частности, позволяет судить лишь о направлениях возможного (потенциального) движения глубоких флюидов. Получаемые результаты зависят от методов, применяемых для обработки информации по гидродинамическому опробованию глубоких скважин. Причем эти результаты часто прямо противоположны в зависимости от используемых методов и даже при использовании одного и того же метода (Дюнин В.И., 2000). Кроме того, изучение гидродинамического разреза осложняют помимо вертикальной и латеральной гидродинамической зональности, наличие зон аномально высоких (АВПД) и аномально низких (АНПД) пластовых давлений.
В гидродинамическом отношении разрез соленосной формации по вертикали является переходной зоной от активного водообмена, характерного для вышележащей надсолевой формации, к затрудненному (по терминологии Пин-некера - «пассивному») и сильно затрудненному режиму водообмена, существующему в ее нижней части и в подсолевой формации.
Наибольший интерес для работы представляет гидродинамика подсолевой и низов соленосной формации с которыми связаны месторождения нефти и газа. Поэтому ниже будут рассмотрена именно эта часть разреза Непско-Ботуобинской НТО. Отметим лишь, что разрез надсолевой формации относится к зоне активного водообмена, гидродинамический режим которой - инфильт-рационный. Природа распределения пластовых давлений в подсолевой формации Не-пско-Ботуобинской антеклизы намного сложнее. Изучению данного вопроса посвящены работы Е.В. Пиннекера, Е.В. Баскова А.С. Анциферова, А.А. Карцева, В.И. Вожова, М.Б. Букаты, А.А. Дзюбы, В.А. Кротовой, Б.А. Фукса, В.Н. Борисова, А.А. Граусмана и др. Для гидродинамического разреза НБ НТО характерно существование изолированных (замкнутых) пластовых систем, как по горизонтали, так и по вертикали. Рассмотрим гидродинамические характеристики залежей в основных продуктивных горизонтах изучаемой территории с низу вверх и с юга на север.
В целом подсолевая формация характеризуется низкими пластовыми давлениями, причем если в юго-западной части отклонения пластового давления от нормального гидростатического не превышают 5-10%, то в северовосточной части НБА разница в давлениях достигает 20 %.
В южных районах НБА в терригенных отложениях венда пластовые давления близки к условным гидростатическим давлениям, а в Ангаро-Ленскоей ступени даже превышают их. Залежи УВ в центральной части антеклизы, приуроченные к терригенным и терригенно-карбонатным отложениям, характеризуются пластовыми давлениями, близкими к условным гидростатическим (табл. 3), с тенденцией уменьшения в северо-западном направлении - продуктивные горизонты Чаяндинского месторождения. В северо-восточной части антеклизы для терригенного и терригенно-сульфатно-карбонатного комплексов характерен дефицит пластовых давлений по сравнению с условными гидростатическими, который изменяется от 4,4 до 6,7 МПа, при этом отмечается его возрастание по мере увеличения глубины залегания продуктивных горизонтов (Фукс Б.А., 1982).
М.Б. Букаты (2002 г.) для терригенного комплекса определена напряженность гидродинамического поля, охарактеризованная величиной отношения пластового и условного гидростатического (соответствующего давлению столба пресной воды) давления. Изменение этого показателя в терригенном комплексе НБА показано на рис.12. Повышенные пластовые давления отмечаются в залежах, встреченных в карбонатных породах (ФуксБ.А., 1982), которые прослеживаются к северу по направлению к скв. Ербогачанская-200, вскрывшей пласты карбонатного комплекса с удовлетворительными коллекторскими свойствами и нефтяным насыщением.
Микрокомпоненты, растворенные органическое вещество, газы и микрофлора
Концентрации большинства микроэлементов связаны с минерализацией ее главными ионами, поэтому их распределение в гидрогеохимическом разрезе и по напластованию согласуется с вертикальной и латеральной зональностью. Накопление микро- и макрокомпонентов в пластовых рассолах определялось различными условиями осадконакопления и, прежде всего длительным венд-нижнекембрийским галогенезом, эпигенетическими процессами, гидродинамической активностью и геотермическим режимом. Увеличение концентраций элементов происходило в процессе многократного сгущения морской воды и постседиментационных процессов, а также эпигенетического взаимодействия остаточных рассолов с породами. Накопленный к настоящему времени фактический материал по содержанию микроэлементов в подземных рассолах НБА свидетельствует о высоком обогащении их весьма широким кругом компонентов, в число которых входят Br, Sr, Fe, Li, В, I, Rb, Cs, Zn, Си и др. Концентрации таких микрокомпонентов как Br, Sr, Li, Rb во много раз превышает их количество в морской воде и установленные минимальные промышленные кондиции. Согласно (Крайнов и др., 2004) при извлечении из вод только одного компонента минимальная концентрации Вг должна составлять 250 мг/л, 1-18 мг/л. В первом приближении уровень концентрации редких элементов в водах представляющих интерес как потенциально промышленные составляет (в мг/л): Sr -300-500, Li - 10-20, Rb - 3-5, Cs - 1. В связи с этим, рассолы могут представлять интерес как перспективное поликомпонентное гидроминеральное сырье. Ниже рассмотрены закономерности распространения ряда микрокомпонентов в разрезе Непско-Ботуобинской антеклизы. Для рассолов терригенного комплекса, в связи с его лучшей изученность построены карты распространения Br, Sr, Li, Rb в рассолах. Подземные рассолы терригенного комплекса содержат Br, Sr, Li, Rb в концентрациях равных и превышающих промышленные (табл. 8).
Наибольшие концентрации выше перечисленных элементов приурочены к хлоридным кальциевым рассолам юго-западной части Непско-Ботуобинской антеклизы. Пространственное распределение Cs в настоящее время практически не изучено, т.к. имеются лишь немногочисленные сведения о его содержаниях в рассолах изучаемой территории. Закономерности пространственного изменения концентраций йода и железа не изучены, отметим лишь, что концентрации этих элементов изменяются в пределах 1-179 и 0,3-1174 мг/л соответственно. В целом пространственное распределение Br, Sr, Li, Rb согласуется с изменением по площади минерализации и типа рассолов. Концентрация брома в подземных рассолах терригенного комплекса варьирует в пределах 0,226 - 7,33 г/л. Максимальные значения концентраций брома в рассолах, составляющие порядка 7 г/л, приурочены к южной и центральной частям НБ НГО. Минимальные содержания брома наблюдаются в западной части НБ НГО (рис. 21). Содержание стронция в подземных рассолах изменяется в широком диапазоне: от 0,2 до 5,77 г/л (табл. 8). В среднем же по площади Непско-Ботуобинской НГО концентрация стронция в подземных водах колеблется в пределах 1,5-3 г/л. Пониженные значения концентраций стронция наблюдаются в областях приуроченных и северо-восточной части НБ НГО (рис. 22). Максимальные значения концентраций стронция в подземных рассолах наблюдаются южных районах Непско-Ботуобинской НГО (табл. 8). Пространственное распределение цезия в настоящее время практически не изучено, т.к. имеются лишь немногочисленные сведения о его содержаниях в рассолах терригенного комплекса. По изученным данным концентрация цезия в среднем составляет порядка 0,3 мг/л. Подземные рассолы терригешю-сульфатно-карбопатного комплекса содержат Br, Sr, Li, Rb в концентрациях равных и превышающих промышленные (табл. 9). Наибольшие концентрации выше перечисленных элементов приурочены к хлоридным кальциевым рассолам юго-западной части Непско-Ботуобинской НТО.
Моделирование процессов происходящих при закачке природных вод различного химического состава
Многообразие природных вод и возникающих природно-техногенных ситуаций таково, что прямое экспериментальное изучение протекающих в них химических взаимодействий практически невозможно и малопродуктивно. Кроме того, модельные эксперименты со сложными системами позволяют лишь увидеть различие между исходным и конечным состояниями, в то время как при термодинамическом моделировании контролируются все принципиальные химические реакции в системе. Поэтому ввиду высокой вычислительной трудоемкости физико-химического моделирования геохимического поведения природных гидрогеохимических систем, практическое решение гидрогеохимических задач может быть осуществлено только на базе применения со- ответствующего программного обеспечения и использования компьютерных баз или средств расчета термодинамических данных. Важным преимуществом моделирования является возможность рассчитывать предельные концентрации химических элементов в водах любого химического состава при их взаимодействии с породами. При этом достигается вполне адекватное реальности описание физико-химической сущности взаимодействия. Этому способствует прогрессирующее в последние годы изучение физико-химических процессов являющихся основой формирования всего многообразия химического состава природных и техногенных вод Основы численного физико-химического моделирования были заложены Р.В. Гаррелсом, а компьютерная реализация впервые выполнена Г. Хельгесоном, И.К. Карповым, Ю.В. Шваровым (Крайнов, Рыженко, Швец, 2004). В настоящее время имеется большое число программных продуктов гидрогеохимического направления. Практически все геохимические программы в том или ином виде включают собственные базы используемых ими термодинамических параметров, представленные, как правило, во внутреннем формате данной конкретной программы. Наборы параметров и перечни компонентов каждой такой базы обычно достаточно индивидуальны, хотя большинство из них в значительной мере дублируют друг друга, поскольку все они базируются на одних и тех же справочных данных, периодически поступающих в открытый доступ через печатные издания или Интернет.
Обширные обзоры компьютерных программных средств, применяемых при решении гидрогеохимических задач, опубликованы в работах (Озябкин и др., 1996, Apps, 1992, Крайнов, 1993, Summary ..., 1994, Langmuir, 1997, Миро-ненкоидр., 1998). По ряду признаков все эти программы можно условно классифицировать (Геологическая..., 2005): - статические (0-мерные), когда компоненты и фазы рассматриваемой сис темы изначально лишены возможности перемещаться относительно друг друга, которые в свою очередь подразделяются на системы во времени: - равновесные (вычисляющие равновесный состав системы на основе за данного исходного), которые делятся на: - использующие метод минимизации свободных энергий Гиббса, - основанные на методе констант равновесия, - моделирующие развитие, - моделирующие процессы в потоке подземных вод движущихся в среде горных пород (1-3-мерные) которые подразделяются на: -транспортные (обычно представляющие собой транспортные блоки в программах гидродинамического моделирования, включающих расчеты массо-и теплопереноса) - моделирующие физико-химические превращения вещества, которые подразделяются на: - стационарные, когда задается стационарная или меняющаяся по известному алгоритму фильтрация вод, - динамические, объединяющие гидродинамическое и гидрогеохимическое моделирование в единую комплексную модель. В данной работе численное физико-химическое моделирование осуществлялось на базе программного комплекса HydroGeo (Букаты, 1997), разработанный в ТПУ, объединяющий одновременно довольно широкий набор гидродинамических и гидрогеохимических модулей. Последние его версии (HydroGeo для Windows), наряду с аналитическими гидродинамическими расчетами, включают 1 и 2-мерные динамические сеточные модели геомиграции (Букаты, 2002).
