77. Положения тектоники литосферных плит и их фактическая основа.

Разделение верхней части твердой Земли на две оболочки, отличающиеся по реологическим свойствам (вязкости), — жесткую и хрупкую литосферу и более пластичную и подвижную астеносферу. Выделение этих двух оболочек производится по сейсмологическим (скорость сейсмических волн, степень их затухания) или магнитотеллурическим (степень сопротивления естественным электрическим токам) данным, но граница литосферы и астеносферы по этим двум категориям данных может не совпадать.

Литосфера естественно подразделена на ограниченное число плит - 7 крупных

1. Северо-Американская

2. Евразийская

3. Тихоокеанская

4. Африканская

5. Южно-Американская

6. Австралийская

7. Индокитайская

и 7 малых плит:

1. Хуанг-де-Фука,

2. Кокос,

3. Карибская,

4. Аравийская,

5. Китайская,

6. Охотская,

7. Филиппинская.

Основание для проведения границ между ними:

• размещение очагов землетрясений

• по сейсмотомографии

• тепловые потоки

• сейсмичность

• вулканическая активность

• самые молодые отложений выходят на границах

• по скорости движения плит друг относительно друга.

Тектоника литосферных плит базируется на 6 предпосылках:

1. разделение верхней части твёрдой Земли на две оболочки – жесткую и хрупкую литосферу и более пластичную и подвижную астеносферу;

2. литосфера подразделена на ограниченное число плит (в настоящее время – семь крупных и семь малых);

3. принимается три рода перемещений и соответственно границ между плитами: дивергентные (конструктивные) границы, вдоль которых происходит раздвижение плит или спрединг; конвергентные (деструктивные) границы, на которых идёт сближение плит, обычно выражающееся поддвигом одной плиты под другую (если океанская плита подвигается под континентальную – субдукция, а наоборот – обдукция, а если сталкиваются две континентальные плиты с поддвиганием одной под другую – коллизия); трансформные границы, вдоль которых происходит горизонтальное перемещение одной плиты относительно другой по плоскости трансформного разлома.

4. при своих перемещениях плиты подчиняются законам сферической геометрии (в соответствии с теоремой Эйлера), согласно которым любое перемещение двух сопряжённых точек по сфере совершается вдоль окружности, проведённой относительно оси, проходящей через центр Земли с выходом этой оси на земной поверхности, называемым полюсом вращения или раскрытия;

5. объём поглощаемой в зонах субдукции океанской коры равен объёму коры, нарождающейся в зонах спрединга, что обеспечивает постоянство радиуса Земли;

6. основная причина движения плит объясняется мантийной конвекцией с наличием определённого количества ячей с восходящими (в зонах спрединга) и нисходящими (в зонах субдукции) ветвями.

78. Понятия о залежах и месторождениях нефти и газа. Взаимоотношения нефти, газа и воды в залежах. Классификация залежей.

Скопление нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих компонентов, сосредоточенные в ловушке, ограниченные поверхностями разного типа, в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется залежью.

Типы залежей: пластовая, массивная, литологически ограниченная, стратиграфически ограниченная, тектонически экранированная.

Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей, приуроченных территориально к одной площади и сведенных с благоприятной тектонической структурой. Понятия месторождение и залежь равнозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь, такое месторождение называется однопластовым. Месторождение имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовыми.

По начальному фазовому состоянию, и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

однофазовые — нефтяные, газовые, газоконденсатные

двухфазовые — газонефтяные, нефтегазовые.

К однофазным залежам относятся:

а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;

б) газовые (состоящие более чем на 90% из метана) или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ с углеводородным конденсатом.

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи ( )двухфазные залежи подразделяются на:

а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой ( > 0,75);

б) газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50 < ≤ 0,75);

в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25< ≤ 0,50);

г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой ( ≤ 0,25).

К газоконденсатным относят такие месторождения, из которых при снижении давления до атмосферного выделяется жидкая фаза конденсат.

В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным объектом в двухфазных залежах считается газонасыщенная или нефтенасыщенная часть

По сложности строения месторождения (залежи) подразделяются на:

1) простого строения, приуроченные к тектонически ненарушенным или слабонарушенным структурам, продуктивные пласты которые характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

2) сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений или тектонических нарушений, делящих единые залежи на отдельные блоки;

3) очень сложного строения, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, делящих залежь на отдельные блоки, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов в пределах этих блоков.

В общем случае все залежи можно разделить на пластовые и массивные. В пластовых залежах отмечается приуроченность залежи к отдельным пластам.

Образование массивной залежи связано с терригенным или карбонатным массивным резервуаром, когда при большом этаже нефтегазоносности залежь сверху контролируется формой верхней поверхности ловушки, а снизу горизонтальный контакт сечет все тело массива. Массивные залежи формируются в рифах, антиклинальных структурах, эрозионных выступах, представляющих собой останцы древнего рельефа. С массивными залежами связаны наиболее значительные скопления нефти и газа, открытые в нашей стране.

Согласно классификации А. А. Бакирова, учитывающей главнейшие особенности формирования ловушек, с которыми связаны залежи, выделяются четыре основных класса локальных скоплений нефти и газа:

• структурные

• рифогенные

• стратиграфические

• литологические.

Газ, нефть и вода располагаются в залежи зонально: газ, как наиболее легкий, занимает кровельную часть природного резервуара, под покрышкой; ниже поровое пространство заполняется нефтью, еще ниже - водой.

Запасы нефти и газа в отдельных залежах могут быть весьма различными: от незначительных до нескольких миллиардов тонн нефти или нескольких триллионов кубических метров газа. Основными показателями промышленной ценности залежи являются запасы, заключенные в ней, и экономически обоснованные минимально рентабельные дебиты нефти и газа, обеспечивающие экономическую рентабельность промышленного освоения залежи. По этим показателям залежи делятся на:

• балансовые, разработка которых в настоящее время целесообразна,

• забалансовые, разработка которых в настоящее время нерентабельна, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем.

Классификация залежей по значениям рабочих дебитов

Класс	Залежи	Дебиты
		нефти, т/сут	газа, м3/сут
1-й	Высокодебитные	100	1 000 000
2-й	Среднедебитные	10–100	100000–1 000000
3-й	Малодебитные	2–10	20000–100000
4-й	Низкодебитные	Менее 2	Менее 20 000

Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и геологических запасов газа подразделяются на:

1) уникальные - более 300 млн. т. нефти или 500 млрд. м3 газа;

2) крупные - от 30 до 300 млн. т. нефти или от 30 до 500 млрд. м3 газа;

3) средние - от 3 до 30 млн. т. нефти или от 3 до 30 млрд. м3 газа;

4) мелкие - от 1 до 3 млн. т. нефти или от 1 до 3 млрд. м3 газа;

5) очень мелкие - менее 1млн. т. нефти, менее 1 млрд. м3 газа.