Проанализированы первые полтора года внедрения кредитно-модульной системы на кафедре анатомии человека. Отмечены основные трудности, связанные с чрезмерной наполненностью групп, несовершенством рейтинговой оценки, отсутствием традиционных экзаменов. Предложены возможные пути решения указанных проблем.

Індекс рубрикатора НБУВ: Е70*60 д(4УКР) + Р. д(4УКР)

Рубрики:

Біологія людини

Шифр НБУВ: Ж24159 Пошук видання у каталогах НБУВ 

На основі аналізу розподілу коефіцієнтів гідростатичності та пластових температур у породах базального, нижньокрейдового, маастрихт-еоценового, майкопського водоносних комплексів Північнопричорноморського нафтогазоносного басейну підтверджено попереднє припущення щодо наявності в межах акваторії басейну елізійної природної водонапірної системи, що охоплює Каркінітсько-Північнокримський прогин. Показано можливі зони контактів підземних вод елізійної та інфільтраційних систем. Зазначено, що родовища вуглеводнів і нафтогазопрояви в межах басейну приурочено до зон контактів підземних вод різних водонапірних систем, а також до бортів найзануреніших ділянок глибоких депресій, тобто до районів розвитку елізійної системи.

На базі аналізу й узагальнення опублікованих і фондових матеріалів стосовно геологічної будови, колекторських властивостей і результатів випробувань порід кристалічного фундаменту й осадового покриву Переддобрудзького прогину обгрунтовано гідрогеологічну стратифікацію відповідної водонапірної системи. Запропоновано виділяти такі водоносні комплекси: сарматський, крейдовий, тріас-юрський, верхньопалеозойський (у складі нижньої частини пермо-тріасової товщі, кам'яновугільних та середньо- і верхньодевонських відкладів), середньопалеозойський (водоносні горизонти нижнього девону (умовно) і силуру), нижньопалеозойський (водоносні горизонти нижнього кембрію та венду), водоносний комплекс в утвореннях кристалічного фундаменту. Для кожного наведено наявні дані про глибини залягання та розкриття, склад і стратиграфічну належність водовмісних товщ і водотривких порід, колекторські властивості порід, результати випробувань.

У розрізі північного борту Дніпровсько-Донецької западини (ДДЗ) виділено три вертикальні гідрогеохімічні зони, які відповідають інфільтраційній, перехідній та постелізійній природним водонапірним системам. Перша характеризується прісними і слабосолоними водами хлоридного, сульфатного або гідрокарбонатного натрієвого складу із киснево-азотними водорозчиненими газами (ВРГ). Друга відзначається наростанням мінералізації хлоридних натрієвих і кальцієво-натрієвих вод до понад 100 г/л, вуглеводнево-азотним і азотно-вуглеводневим складом ВРГ. Третя насичена високомінералізованими хлоридними кальцієво-натрієвими розсолами із вуглеводневими ВРГ. Найбільш перспективна для пошуків родовищ нафти і газу є нижня гідрогеохімічна зона, яка відповідає постелізійній водонапірній системі, дві інші за гідрогеологічними даними розглянуто як зони невизначених перспектив. Зазначено, що у встановленні північної межі нафтогазоносності північного борту через брак фактичних даних між ученими існують певні розбіжності. Результати гідрогеологічних досліджень дозволяють виділити нову перспективну зону нафтогазоносності на північному борті Дніпровсько-Донецької западини та привернути увагу до детального аналізу не тільки геолого-геофізичних матеріалів, але й гідродинамічних, гідрогеохімічних та газогідрогеохімічних досліджень об'єктів на малих глибинах.

Вивчено гідрогеохімію основних водоносних комплексів Північнопричорноморського водонапірного басейну: базального горизонту нижньої крейди, нижньокрейдового, верхньокрейдово-еоценового, майкопського та неогенового. За опублікованими, фондовими та фактичними даними проаналізовано розподіл у підземних водах макро- і мікрокомпонентів, склад водорозчинених і вільних газів у межах північно-західного шельфу Чорного моря, Степового Криму й околиці Східноєвропейської платформи. Встановлено, що для акваторіальної частини басейну властиве явище гідрогеохімічної інверсії. Підземні води, головним чином, є седиментогенними, а маломінералізовані в межах газових родовищ - конденсаційними або сумішами їх із седиментогенними.

На базі аналізу гідрогеохімічних умов північно-західного шельфу Чорного моря зроблено спробу встановити походження підземних вод і процеси формування їх хімічного складу. Як основні генетичні показники хімічного складу вод розглянуто величини хлорбромного співвідношення та коефіцієнта метаморфізації та тип вод за В. О. Суліним. Для встановлення походження вод залучено також дані про геологічні та гідродинамічні умови району. На цьому етапі досліджень за гідрогеологічними даними можна зробити висновок про найвищу перспективність у нафтогазоносному відношенні майкопських відкладів: найменшу - до- і нижньокрейдових. Для докладнішого обгрунтування походження підземних вод, з'ясування процесів формування їх хімічного складу та перспективності різних комплексів у нафтогазоносному відношенні необхідно проведення детального палеогідрогеологічного аналізу району, а також кореляційного і факторного аналізів хімічного складу підземних вод.

Проаналізовано гідрогеологічні умови різних частин Північнопричорноморського водонапірного басейну з метою виявлення гідрогеологічних показників нафтогазоносності. Пластові води нижньокрейдового, верхньокрейдово-еоценового та майкопського продуктивних комплексів басейну суттєво відрізняються між собою за хімічним складом, тоді як води одного комплексу, випробувані в Степовому Криму та на північно-західному шельфі Чорного моря, відрізняються в основному тільки вмістами деяких мікрокомпонентів. Подібність гідрохімічних умов одних водоносних комплексів різних частин басейну свідчить про однакові або подібні умови формування підземних вод і, можливо, вуглеводневих покладів, а деякі відмінності, очевидно, пояснюються особливостями подальшої гідрогеологічної історії цих частин. Таким чином, можливі пошуки спільних локальних показників нафтогазоносності та використання таких ознак, виявлених в окремих частинах, для всього басейну в межах одного водоносного комплексу. Встановлено такі гідрогеологічні показники нафтогазоносності надр Північнопричорноморського водонапірного басейну: підвищену пружність водорозчинених газів і значний вміст вуглеводнів у суміші водорозчинених газів, високу концентрацію водорозчиненої органічної речовини, строкатий розподіл значень загальної мінералізації та генетичних типів підземних вод, недонасичення сульфат-іонами, великі кількості амонію, йоду, брому та бору в підземних водах. Перспективними щодо погляду нафтогазоносності є зони п'єзомаксимумів і складної геобаричної обстановки, площі з суттєвою тривалістю елізійних і малою - інфільтраційних етапів гідрогеологічної

історії, занурені борти елізійної водонапірної системи та ділянки контактів елізійної та інфільтраційних систем. Надійність цих показників під час оцінки перспективності структур істотно підвищується у разі їх комплексного використання з урахуванням загальних геологічних і гідрогеологічних умов. Гідрогеохімічна обстановка, фазовий стан вуглеводнів різних нафтогазо- і водоносних комплексів, палеогідрогеологічні умови регіону дають підстави припустити, що формування скупчень вуглеводнів відбувалося, ймовірно, шляхом вертикальної міграції. За гідрогеологічними даними відклади майкопського комплексу та шельфової частини басейну є найперспективнішими для пошуку родовищ вуглеводнів.