Подземные воды газовых месторождений

Максимальное обогащение органическим веществом происходит в приконтурных водах нефтяных и газоконденсатных месторождений — Сорг. общ. соответственно равно 370 и 826 мг/л. Несколько меньше его содержат законтурные воды нефтяных месторождений (110 мг/л) и еще меньше — воды газовых месторождений (35 мг/л). Но несмотря на резкую разницу в содержании Сорг. в разных водах нефтегазовых месторождений, природа органического вещества этих вод, очевидно, одинакова. Об этом свидетельствуют практически одинаковые соотношения трех групп органических веществ Сорг. 7—22% Сорг. лет. 20—32% и Сорг. кислот 58—67%. Таким образом, воды нефтегазовых месторождений существенно отличает от других вод преобладание в их составе органических кислот. В этой связи еще раз уместно вспомнить высказывание В. И. Вернадского, который писал, что специфический химический состав подземных вод нефтяных месторождений связан с наличием в них растворенных органических кислот и, в частности, жирных кислот. [c.145]

ПОДЗЕМНЫЕ ВОДЫ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ [c.111]

Рис. 17. Гистограммы распределения органических веществ в подземных водах газовых месторождений

Распределение углерода и азота в подземных водах газовых месторождений Таблица 45 [c.112]

Диффузия газов в подошвенные и контурные воды интенсивно протекает при глубоком нарушении фазового равновесия в системе залежь—контурные воды и повышенной динамичности подземных вод. Диффузионные потери газа из залежи через покрышки будут значительны при большой диффузионной проницаемости покрышек. В результате диффузии газов из залежей и их растворения в подземных водах газовые залежи могут подвергаться полному уничтожению. Однако этот процесс более вероятен для древних нефтегазоносных бассейнов (длительность процессов рассеяния) и для залежей с малыми запасами. По мнению И. В. Высоцкого (1979 г.), величина диффузионных потерь газа из скоплений соизмерима с современными запасами газа в месторождениях. [c.84]

Для разработки хроматографических методов анализа природных газов прежде всего необходимо знание их химического состава и соотношения концентраций отдельных компонентов. Состав природных газов необычайно разнообразен и зависит от генезиса и физико-химических условий, в которых они находятся. Геохимия природных газов изучает газы земной атмосферы почвенные, болотные и торфяные газы, образующиеся в поверхностных слоях земли газы нефтяных, чисто газовых и каменноугольных месторождений газы, содержащиеся в небольших концентрациях в горных породах как осадочных, так и магматических газы, растворенные в воде морей и океанов, подземных водах и реках газы вулканического происхождения. [c.53]

Аналогичная задача о движении границы раздела двух жидкостей с различными физическими свойствами - вязкостью и плотностью-возникает во многих случаях и при разработке газовых месторождений с активной краевой или подошвенной водой, а также при создании и эксплуатации подземных газохранилищ в водоносных пластах и истощенных обводненных месторождениях. Знание в этом случае темпа продвижения контурных вод весьма важно, так как от него зависит темп падения пластового давления в газовой залежи или ПХГ, дебит газовых скважин и их размещение на газоносной площади, продолжительность бескомпрессорной эксплуатации газового месторождения и другие важные показатели. [c.202]

При газовой съемке отбирают пробы газов с глубин от 2—3 м и до 20—50 м в зависимости от геологических условий. Отбирают пробы пород и вод, которые затем дегазируют. Проводится микроанализ газов для определения углеводородов. Над нефтяным или газовым месторождением наблюдаются при этом повышенные концентрации углеводородных газов. Получается, как говорят, газовая аномалия. Интенсивность миграции газов из залежей может быть небольшой из-за очень плохой проницаемости покрывающих пород и быстрого рассеяния газов и верхних рыхлых слоев. Концентрации мигрирующих газов могут быть при этом столь незначительными, что газовую аномалию выявить не удается. В таких случаях следует проводить отбор проб с более значительных глубин. С глубин 20—50 м или более отбирают пробы газа или пород и подземных вод, из которых затем извлекают газ и подвергают микроанализу на углеводороды. Такой способ называют глубинной газовой съемкой. Выявленная газовая аномалия свидетельствует о наличии в толще пород нефтегазовой залежи. На рис. 41 приведены примеры газовых аномалий. Ряд газовых аномалий подтвердился последующим открытием новых месторождений нефти и газа. [c.92]

Методика гидрогеологических исследований — учение о методах и приемах изучения гидрогеологических условий, выявления запасов подземных вод, пх качества, режима и особенностей движения в целях решения различных народнохозяйственных задач (гидротехническое, гражданское, промышленное и другие виды строительства водоснабжение осушение орошение разведка вод в лечебных и промышленных целях проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений захоронение сточных вод и пр.). [c.11]

Как показывает практика создания подземных газохранилищ и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, реальные пористые среды пласты-коллекторы обладают ярко выраженной слоистой неоднородностью. В этой связи хорошо известна важность задач по выравниванию фронта вытеснения воды газом и нефти водой в такого типа пластах для эффективной разработки естественных и искусственных залежей нефти и газа. [c.124]

Значение подземных вод нефтяных и газовых месторождений в народном хозяйстве СССР [c.181]

Дальнейшая многолетняя разработка месторождений с применением внутри- и законтурного заводнения привела к значительному перераспределению пластовых давлений в продуктивных пластах, изменению направленности и скоростей движения подземных вод, смешению контуров нефтеносности, интенсификации перетоков между отдельными водоносными комплексами, а также вызвала существенные изменения ионно-солевого и газового состава рассолов. [c.200]

Сколько преимуществ сулят эти пока еще фантастические проекты дешевое сырье, отсутствие громоздкого заводского оборудования. Огромные массы йодсодержащих попутных вод нефтяных и газовых месторождений не надо будет выкачивать из недр земли, как это делается сейчас на йодных заводах. Ведь после эти подземные моря приходится закачивать обратно в пласт — неоправданный с точки зрения технологии будущего расход энергии Поступят иначе в нефтяные скважины при бурении введут падкие до йода реактивы -т- поверхностно-активные вещества, жидкие иониты, экстрагенты, избирательно извлекающие йод — и выкачают их вместе с нефтью... [c.34]

Альтовский М. Е. Органическое вещество и микрофлора подземных вод и их значение для оценки нефтегазоносности. — В кн. Геохимические методы поисков нефтяных и газовых месторождений. М., Изд-во АН СССР, 1959, с. 376—380. [c.178]

Наибольшее значение для сброса сточных вод в подземные толщи имеют кавернозные и карстовые горизонты в карбонатных породах и пласты песчаников и песков, особенность которых состоит в том, что они требуют минимальной подготовки воды к закачке. Однако бурение специальных поглощающих скважин на такие горизонты связано с большим риском, вследствие их непостоянства, поэтому подземный сброс сточных вод в кавернозные и карстовые горизонты целесообразно вести преимущественно в районах нефтяных и газовых месторождений. [c.258]

Бром и иод — рассеянные элементы. Их собственные минералы немногочисленны и редки. Бром в небольших количествах сопутствует хлору. Главным источником иода служат подземные воды нефтяных и газовых месторождений. [c.493]

Аммоний присутствует в водах нефтяных и газовых месторождений. По мнению большинства исследователей, почти весь аммоний в подземных водах генетически связан с ОВ. В приконтурных водах нефтяных залежей он также образуется за счет азотсодержащих компонентов нефтей. Практически для всех нефтегазоносных районов выявлены более [c.83]

Исследования подземных вод и пород в зоне нефтяных и газовых месторождений показали, что присутствующая в них микрофлора жизнедеятельна и представлена различными физиологическими группами. В мезо-кайнозойских отложениях количество и глубина распространения микрофлоры более значительны, нежели в отложениях палеозойского возраста. В глубинных отложениях бактерии, окисляющие парообразные углеводороды, встречаются значительно чаще организмов, использующих метан, пропан и бутан, что объясняется более широким диапазоном значений давления, температур, минерализации и значений pH среды, которые способны сносить микроорганизмы первой группы. [c.97]

Колодий В. В. Подземные конденсационные и солюциоиные воды нефтяных, газоконденсатных и газовых месторождений. Киев, Наукова думка, 1975. [c.156]

Интересно, что различия в концентрации углеводородов, в первую очередь метана, в подземных водах измеряются тысячекратными величинами. Максимальные концентрации метана в подземных водах тысячи кубических сантиметров на литр) представляют особую форму газовых месторождений, имеющих огромные размеры (площадью до 1 млн. кж , например в Западной Сибири). Эта форма концентрации углеводородов имеет иногда промышленное значение (в Японии такие скопления эксплуатируются). [c.192]

Вопрос о роли подземных вод в процессах созидания и разрушения месторождений нефти и газа не является новым. В том или ином аспекте он обсуждается в геологической литературе по меньшей мере на протяжении последних пятидесяти лет, начиная с работы М. Манна (Мип.п, 1909), провозгласившего гидравлическую теорию миграции нефти . Согласно этой теории, вода, движущаяся под гидравлическим напором, является основным фактором переноса жидких и газообразных углеводородов и их аккумуляции в соответствующих структурах с образованием нефтяных и газовых месторождений. [c.5]

Составной частью прогноза нефтегазоносности являются данные о гидрогеологических показателях. Их правильный учет позволяет сокращать время и экономить материальные ресурсы как при освоении новых, так и при доразведке старых нефтегазоносных регионов. Гидрогеологическая информация необходима при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений, при планировании мероприятий по охране геологической среды и использовании глубинных подземных вод в народном хозяйстве [c.3]

В 1957 г. опубликована монографическая работа В. А. Кротовой, специально посвященная роли гидрогеологических факторов в образовании, сохранении и разрушении нефтяных залежей, и основанная на материалах по Волго-Уральской области. В этом в целом интересном исследовании имеется ряд неточностей и неправильных утверждений. Прежде всего следует отметить, что во всей книге не содержится ни одного живого ана- лиза подземных вод, выраженного в весовой (абсолютной) форме— все затуманено миллиграмм-эквивалентной формой, которую трудно оценивать и по которой невозможны количественные расчеты. Этот недостаток вообще свойствен нашей нефтяной гидрогеологии , и на большой вред его указывал В. И. Вернадский еще в 1929 г., отмечая, что десятки тысяч анализов подземных вод нефтяных месторождений, выраженные только в миллиграмм-эквивалентной форме, безвозвратно теряются для обобщения или требуют огромной излишней работы по пересчету их в такие количественные формы, которые возможно сравнивать и обобщать в геохимических работах. В. А. Кротова (1957) ставит давно решенный вопрос Возможно, что для образования самой нефти из исходного вещества, как и для сохранения ее залежей, необходим застойный водный режим, однако для ее аккумуляции и образования залежи вряд ли такой режим благоприятен (стр. 54). Она считает, что в этом случае необходимо наличие определенных гидродинамических условий, обеспечивающих миграцию и аккумуляцию нефти. Открытие роли динамики подземных вод в формировании залежей нефти В. А. Кротова приписывает М. А. Гатальскому со ссылкой на его работу 1954 г. и приведением цитаты довольно путанного его высказывания на этот счет. Далее она пишет Упомянутый исследователь считает, что движение воды до известного предела, а именно, до того момента, когда залежь уже сформировалась, является положительным фактором в образовании нефтяных залежей (стр. 54). Как показано в настоящем кратком и далеко не полном обзоре исследований по данному вопросу, идея о роли гидродинамического фактора в формировании нефтяных и газовых залежей была высказана с полной определенностью другими [c.11]

Сделав предварительное заключение о перспективах тех или иных земель или же конкретных пластов, можно рекомендовать бурение поисковых скважин. Мы должны стремиться открыть месторождение по возможности меньшим числом скважин, но нередко приходится пробурить десятки скважин, прежде чем будет обнаружено нефтяное месторождение. И все же каждая скважина, вскрывшая водоносный пласт, дает много полезных данных. Можно получить сведения о напорах подземных вод, условия их залегания, газовом и химическом составе вод, уточнить геологическое строение района. Иными словами, мы получаем инфорхМацию, способствующую выбору более правильного направления поискового бурения. [c.49]

В данной статье рассматриваются вопросы применительно к разработке нефтегазовых месторождений и к подземному газохра-нению в водоносных пластах, где неоднородный характер пласта оказывает большое влияние на темпы закачки вытесняющего агента и отбора нефти и газа из скважин. Это влияние связано, во-первых, с неустойчивым движением границы раздела газ-жидкость, вследствие чего за фронтом остаются целиковые воды, во-вторых, низкими значениями фазовой проницаемости, вследствие плохой осушки пласта. В результате этого при отборе жидкости и газа из скважины гидродинамические сопротивления при радиальной фильтрации создают большой перепад давления между скважиной и призабойной зоной. Этот перепад приводит в движение пластовую воду и вместе с ней несцементированный пласто-вый песок. Последнее обстоятельство является особенно нежелательным, так как создает технологические осложнения при абразивном износе труб самой скважины, запорной арматуры, фитингов и сепараторов. Таким образом, процесс максимальной осушки призабойной зоны эксплуатационных скважин является важным мероприятием для нормальной эксплуатации подземных газохранилищ и газовых месторождений. Установление механизма замещения воды газом в неоднородной пористой среде и анализ протекающих в ней явлений позволяют предложить эффективные методы интенсификации работы газовых скважин в условиях циклической эксплуатации подземных газохранилищ [1, 2]. [c.124]

Содержание И в земной коре 4 10 % по массе (10 -10 т) Собственные минералы-иодаргирит Agi, лаутарит Са(Юз)2 и др крайне редки И находится в природе в рассеянном состоянии в магматич и осадочных горных породах ( 0" - 0 % по массе) Он легко выщелачивается из них водами и концентрируется организмами, напр водорослями, зола к рых содержит до 0,5% И Пром кол-ва И встречаются в подземных водах (0,01-0,1 кг/м и выше) нефтяных и газовых месторождений, в селитренных отложениях (до 1 %) Мировые запасы И (без СССР) в пром месторождениях 2,6 млн т [c.251]

Нефтедобывающий комплекс является крупнейшим источником воздействия на природную среду В республике добыто свыше 1,5 млрд. тонн нефти. В настоящее время добыча нефти постепенно снижается от21,2(1992г) — 12,2(1999к)—до 11,2(2003 г) млн. тонн. Добыча нефти и газа (01.01.2003 г.) производится на 156 месторождениях (137 нефтяных, 14 газонефтяных, 3 нефтегазовых, 2 газовых) практически на всей территории Западного Башкортостана (рис. 23). Месторождения сильно обводненные (до 95-98%), и добыча нефти сопровождается извлечением большого объема рассолов (до 200-600 млн. мУгод), Добыча нефти производится поддержанием пластового давления. Для поддержания давления в пласты закачиваются, кроме попутных рассолов, пресная вода и различные стоки. В результате нефтедобыча вызвала в пластах интенсификацию процессов взаимодействия в системе вода-порода-газ-органическое вещество, смешение различных геохимических и генетических типов подземных вод, изменение окислительно-восстановительных и кислотно-щелочных свойств среды и пр. Характерной особенностью техногенеза служит весьма высокая скорость протекания процессов литолого-геохимические последствия их часто носят необратимый характер, происходят изменения термодинамических и гидрогеохимических режимов в пластах. [c.114]

Для добычи газа обычно бурят скважины в месте его нахождения. Этому предшествует разведка геологами газовых месторождений выяснение границы газоносности, размеров площади газоносного пласта, на какой глубине залегает газ, состав и запасы его. Когда скважину доводят до скоплений газа, то последний, под давлением вырываясь из скважины, может захватить с собой куски породы, грязь, песок, воду, иногда нефть. Для обеспечения возможно большей безопасности и бесперебойной работы газовых установок, потребляющих газообразное топливо, горючие газы очищают от вредных примесей (песка, влаги, сероводорода) непосредственно на промысле. Поэтому газ из скважины поступает сначала в сборный коллектор (трубопровод, охватывающий все месторождение), а из него — в установки очистки и осушки газа. Газ очищается от сероводорода (при наличии его) и влаги в абсорбционной установке. Попутно с сероводородом улавливается углекислота. Очищенный и осушенный газ выходит через трубу в верхней части сепаратора в сборный коллектор и под предельным давлением (55 кГ1см ) направляется в магистральный газопровод потребителям по подземным газопроводам. Давление его уменьшается вследствие трения частиц о стенки труб и затраты энергии на передви- [c.25]

Повышенная концентрация гелия характерна для Д]юв-них скоплений углеводородных газов, причем чем больше азота, тед1 выше содержание гелия. Эта связь обусловлена тем, что основное количество гелия поступает в газовые месторождения пз циркулирующих подземных вод вместе с 1эастворенным в них азотом биохимического происхо к-дения или проникшим из воздуха. [c.97]

В.И. Вернадский назвал газовым дыханием Земли . Понятие бактериальный фильтр по отношению к горючим углеводородным газам миграционного потока из подпочвенных осадочных пород было введено Г.А. Могилевским , в 1937-1939 гг. установившим окисление этих газов в почвенном слое. Впоследствии это явление было использовано им для поиска нефтегазовых месторождений, над которыми особенно активно развивались бактерии, способные использовать высшие гомологи метана. Окисление метана метанотрофами связано с циклом Зёнгена, идущим в местах разложения органического вещества, при котором высшие гомологи метана не образуются. В этом отношении окисление метана не является процессом, приуроченным к газовым аномалиям. Иное дело представляет окисление летучих высших гомологов метана углеводородоокисляющими микроорганизмами, которое оказалось приурочено к глубинным источникам этих газов. В газовых месторождениях с содержанием метана 80-90% углеводороды С2-С5 составляют 1—15%, причем их концентрация возрастает с глубиной. В попутном нефтяном газе сумма тяжелы углеводородов составляет 25 0%. Над газовыми и нефтяными месторождениями образуются аномалии в содержании углеводородов в газовой фазе пород и почвы. Аномалии приурочены к потокам газов из глубины. Массоперенос из глубин на дневную поверхность осуществляется по зонам трещиноватости пород за счет фильтрационного и диффузионного процессов. Необходимым условием развития окислительного бактериального фильтра служит доступ кислорода. В почве и рыхлых породах обеспечивается доступ атмосферного кислорода из почвенного воздуха или же переносимого подземными водами. В этой зоне смешения встречных газовых потоков и формируется микробное сообщество окислительного бактериального фильтра из микроорганизмов, использующих летучие углеводороды. Наиболее благоприятными для жизнедеятельности организмов, окисляющих неметановые летучие углеводороды, служат подпочвенные аэрируемые горизонты до уровня грунтовых вод и зоны неотектонической трещиноватости. Обычные пластовые температуры для нефтегазоносных бассейнов не превышают 100 °С, но область развития окисляющих углеводороды организмов бактериального фильтра находится у нас в стране в зоне температур менее 10 °С, а в подземных водах 4 °С. [c.143]

Развитие микроорганизмов в подземных водах ведет к образованию газов. Доступное органическое вещество разлагается с удалением следов растворенного кислорода и насыщением воды углекислотой, в том числе и от деятельности первичных анаэробов, продуцирующих органические кислоты. Продукты брожения используются вторичными анаэробами. Метаногенез представляется важнейшим процессом, ведущим к образованию газовых месторождений. За ним следует сульфидогенез с образованием сероводородных вод и цементацией порового пространства карбонатами и сульфидами. Особый интерес представляет образование высших углеводородов, которые не являются продуктами катаболизма микроорганизмов, а возникают в результате преобразования этих продуктов в химических реакциях. Однако с развитием знаний об экстремофильных организмах область возможных биологических реакций расширяется, хотя для доказательства этих реакций требуется работа в конкретных местообитаниях. [c.175]

В то же время воды отдельных газовых и нефтяных месторождений зачастую обеднены йодом. Так, приконтурные воды залежей в Бухаро-Хивинской области (Газли, Ташкудук, Шурчи, Джаркак и др.) и Южного Мангышлака (Узень, Жетыбай и др.) содержат йода не более 5-10 мг/л. Такие же количества отмечены в водах Вутыльского месторождения в Притиманье, Арчединского, Коробковского и других в Нижнем Поволжье. Обычно в пределах одного НГБ распределение йода по разрезу и по площади не подчинено строгой закономерности. Редко наблюдается слабое увеличение йода с глубиной залегания водоносных комплексов. Не устанавливается четкой зависимости между содержанием йода в подземных водах и общей минерализацией. Чаще всего йод не обнаруживается в нефтях или же его концентрация не превышает 0,001-0,002%. Это значительно ниже (до 20-40 раз), чем содержания йода в водах, что не позволяет считать нефтяные скопления источником его поступления в подземные воды. [c.85]

В настоящее время можно считать твердо установленным, что углеводородокисляющие микроорганизмы расселяются повсюду, где при наличии кислорода воздуха появляются газообразные или жидкие УВ. Средами обитания этих бактерий являются подпочвенные отложения и подземные воды в зоне нефтяных и газовых месторождений и подземных газохранилищ, угольные толщи и вмещающие их породы, а также придонные осадки и придонные воды морей и других водоемов, воздушные массы и снежный покров. [c.96]

По расчетам В. М. Швеца, среднее содержание органического углерода в грунтовых водах ландшафтов влажного климата составляет 35 мг/л, в степях и пустынях — 20 мг/л. Значительно больше органических соединений в глубоких напорных подземных родах в нефтегазоносных провипциях среднее содержание РОВ (считая на органический углерод) составляет 55 мг/л, в областях нефтяных и газовых месторождений — многие сотни миллиграммов на литр. В провинциях, где нефть и газ отсутствуют, глубокие подземные воды в среднем содержат 40 мг/л органического углерода. Общая масса органических веществ в подземных водах, по В. М. Швецу, составляет 2,5 10 т, т. е. более чем в 10 раз превышает запасы нефти, в 2,5 раза — запасы торфа и лишь в 2 раза меньше запасов каменного угля. [c.58]

В области использования водных ресурсов весьма актуальной проблемой является создание систем замкнутого промышленного водоснабжения с полной утилизацией теплых вод, городских сточных вод и ливневого стока. В этом аспекте наиболее важными научными проблемами рационального использования водных ресурсов являются в использование нормативно чистых вод теплоэнергетики и промышленности в орошаемом земледелии, тепличном и рыбоводном хозяйствах нормативно очищенных сточных вод — для заводнения нефтяных и газовых месторождений вод шахтного, рудничного и карьерного водоотлива — для промышленных целей создание систем водоснабжения промышленных предприятий, узлов и районов без сброса сточных вод в водные объекты в первую очередь и рыбохозяйственные повышение эффективности использования воды в орошаемом земледелии сбалансированное использование природных и искусственно восполняемых запасов подземных и поверхностных пресных вод сезонно-многолетнее регулирование поверхностного стока, создание гидроузлов комплексного назначения территориальное распределение речного стока магазинирование пресных поверхностных вод в подземных горизонтах искусственное увеличение атмосферных осадков опреснение морских, дренал<ных и соленых подземных вод [c.247]

Гуревич М. С. Нефтепопсковое значение геохимической зональности, подземных вод. Сб. Геохимические методы поисков нефтяных и газовых месторождений . Изд-во АН СССР, 1959. [c.262]

Подземные пластовые воды нефтегазоносных территорий содержат основную часть заключенного в недрах метана. Его объемы в водорастворенном и диспергированном состоянии во много раз превосходят ресурсы месторождений свободного газа. Для разных регионов и литолого-стратиграфических комплексов это соотношение неодинаково. Оно зависит от объема, состава и структуры вмещающих пород, геохимической обстановки бассейна, условий формирования газовых месторождений. По оценке Л.М. Зорькина, В.Н. Корценштейна, Е.В. Стад-ника и др. (1980 г.), ресурсы водорастворенных углеводородных газов бывшего СССР составляют около 4000 трлн. м . Однако эта оценка, по-видимому, занижена. Проведенные по ряду регионов подсчеты потенциальных ресурсов нефти и газа объемным и объемно-генетическим способом дали попугные результаты по оценке объема пор, т.е. пластовых вод. В сочетании с данными по газонасыщенности эти результаты позволяют оценивать потенциальные ресурсы водорастворенных углеводородных газов в России в 5-6 тыс. трлн. мЗ. Эти выводы не противоречат соотношению между объемами свободного и водорастворенного газов в хорошо изученных нефтегазоносных районах Предкавказья. По данным В.Н. Корценштейна, в залежах сосредоточено только 2-5% всего углеводородного газа бассейна. [c.429]

Приведены сведения по подземным водам нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений . Рассмотрены теоретические основы нефтегазовой гидрогеологии, гч руеологические критерии оценки перспектив нефтегазоносности и разработки месторождений, возможности использования подземных вод в народ юм хозяйстве. Дана гидрогеологическая характеристика нефтегазоносных бассейнов и месторождений нефти и газа (химический состав вод, растворенных газов, органических веществ, статические уровни, водообильность). [c.2]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология