Не извлекаемая вода

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

5.Классификация углей

Первая генетическая классификация углей была предложена немец- ким палеоботаником Потонье в 1910 году. В соответствии с этой классифи- кацией все твѐрдые

горючие ископаемые подразделяются на три группы: 1) гумиты, образовавшиеся преимущественно из болотных и наземных высших многоклеточных растений; 2) сапропелиты, образовавшиеся из низших простейших растительных и живых организмов, населяющих за- стойные водоѐмы; 3) липтобиолиты, образовавшиеся из наиболее стойких

частей высших многоклеточных растений: восков, смол, оболочек спор и др. Данная классификация, базирующаяся только на одном параметре (ха- рактере исходного растительного материала), не давала возможности сис- тематизировать угли, отличающиеся по условиям образования, степени хи- мической зрелости.

В соответствии с Единой классификацией ископаемые угли в зависи- мости от

величины среднего показателя отражения витринита Ro,r , высшей теплоты сгорания на влажное беззольное состояние Qs af и выхода летучих веществ на сухое беззольное состояние V daf подразделяют на виды: бурые, каменные и антрациты в соответствии с таблицей 26.4

Марка углей – это условное обозначение разновидности углей, близких по генетическим признакам и основным энергетическим и технологическим характеристикам. Каждая марка имеет обозначение в виде первых букв этого наименования: Б – бурый; Д – длиннопламенный; ДГ – длиннопламенный га- зовый; Г – газовый; ГЖО – газовый жирный отощѐнный; ГЖ – газовый жир- ный; Ж – жирный; КЖ – коксовый жирный; КО – коксовый

отощенный; КСН – коксовый слабоспекающийся низкометаморфизованный; КС – коксовый слабоспекающийся; ОС – отощѐнный спекающийся; ТС – тощий спекающий- ся; СС –

слабоспекающийся; Т – тощий; А – антрацит. Марки углей подразделены на технологические группы с более узким диапазоном свойств. Наименование группы состоит из наименования марки, перед которой помещѐн порядковый номер группы в данной марке (напри- мер, 1Б – первый бурый). Разделение на подгруппы внутри групп или марок проводится на осно- вании различий по петрографическому составу. Угли категорий 0, 1, 2, 3. отнесены к витринитовым подгруппам, а 4-й категории и выше – к фюзинитовым. Наименование и обозначение подгруппы указывает- ся после наименования и обозначения

группы или марки (например, ДВ – длиннопламенный витринитовый, 1ГФ – первый газовый фюзинитовый). Марку, группу, подгруппу устанавливают для каждого пласта. Пласто- вые

пробы отбирают в каждом забое неокисленной зоны пласта, определяют по каждой пробе показатели, указанные в табл. 26.5-26.9, и по результатам анализа определяют кодовый номер. Марку, группу, подгруппу устанавлива- ют по табл. 26.10. В тех случаях, когда угли

одного пласта на отдельных горизонтах, крыльях месторождения, участках шахты или разреза относятся к разным маркам, группам, подгруппам, кодовый номер, марку, группу, подгруппу ус- танавливают для каждого горизонта, крыла, шахтного поля (участка). При

выявлении углей, имеющих сочетание класса, категории, типа и подтипа, не предусмотренное в табл. 26.10, отнесение к марке, группе и под- группе производят в

соответствии только с их классом и подтипом. При смеси углей различных марок в процессе добычи и выдачи марку, группу, подгруппу и код смеси устанавливают расчѐтом средних значений классификационных параметров на основе планового участия

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

шахтопластов. Марочная принадлежность продуктов обогащения, предназначенных для энергетических целей, может устанавливаться и по средним взвешенным показателям рядовых углей, планируемых к переработке

7. Состав и мицералы углей

Мацералы угля редко встречаются в чистом виде. В основном они ассо- циированы

с мацералами других групп и минеральными включениями, образуя литотипы. Литотипы – составные части угля, различимые невооруженным глазом, отличающиеся по блеску, цвету, излому, структуре, текстуре и трещи- новатости. Витрен – литотип угля, встречающийся в пластах угля в виде линз и про- слоев, блестящий, однородный, с раковистым изломом.

Цвет – чѐрный. Линзы витрена обладают хорошо выраженной эндогенной трещиноватостью, перпен- дикулярной наслоению. Поэтому витрен легко крошится и при

разработке угольного пласта накапливается в тонких фракциях. Витрен состоит только из мацералов группы витринита. Кларен – литотип угля, образующий прослои и пачки в пластах угля, по блеску близкий к витрену, с угловатонеровным изломом, относительно хруп- кий, однородный и полосчатый. В составе кларена более 75% мацералов груп- пы

витринита При петрографическом анализе мацералы углей объединяют по близким химико-

технологическим свойствам в группы: группу витринита (или гуминита для бурых углей), группу липтинита, группу инертинита. В плотных блестящих бурых углях и каменных углях выделяют четвертую группу мацералов – семи- витринит, при содержании его в угле более

3% (табл. 9.1). Каждая группа включает ряд мацералов, которые объединяются или по сходству происхожде- ния (липтинит), или по характеру исходного материала и консервации (витри- нит, инертинит)

Витриниты – это про- дукты гелефикации гуминовых кислот, которые образовались из лигнино- целлюлозных комплексов стенок клеток растений. Отмершие растения, попадая

в водную среду, в анаэробных условиях постепенно переходят в коллоидный раствор через стадию «студня» и превращаются в гидрозоль

Группа липтинита представляет собой растительные остатки с повы- шенным содержанием водорода (липиды и липоиды) устойчивые к микроби- альному воздействию.

Мацералы этой группы различаются между собой по морфологическим признакам, обусловленным их происхождением

Группа инертинита включает шесть мацералов – фюзинит, микринит, макринит, склеротинит, семифюзинит, инертодетринит. Мацералы этой группы образуются в процессе фюзенизации, который идет в окислительных условиях

Группа семивитринита по физическим и химико-технологическим свойствам

занимает промежуточное положение между группой витринита и инертинита, но ближе к витриниту. Мацералы этой группы не имеют рельефа, они серого или беловато-серого

цвета, но всегда светлее, чем мацералы группы витринита.

Группа гуминита – группа мацералов бурого угля, характеризующаяся серым цветом различных оттенков в отраженном свете, хорошо различимой структурой растительных тканей и являющаяся предшественником группы витринит

8. Минеральные примеси в углях

Минеральные включения в углях и антрацитах представлены глинистыми минералами, сульфидами железа, карбонатами, оксидами кремния и прочими минералами. Под термином минеральное вещество в данном случае принято понимать неорганическое вещество, присутствующее в углях при их добыче и образовавшееся при генезисе в ходе последующей геологической истории. Глинистые минералы характеризуются тѐмно-серым цветом с коричне- вым оттенком, имеют тонкозернистое или чешуйчатое строение. Они на

50% и более сложены из частиц размером от 2 до 100 мкм. Сульфиды железа в углях обычно представлены пиритом, марказитом, мельниковитом и характеризуются высоким микрорельефом и ярко-жѐлтым цветом. Встречаются в виде отдельных зерен, розеток, часто заполняют клеточ- ные полости растительных тканей. Карбонаты в углях обычно представлены кальцитом, сидеритом, доломи- том, анкеритом и другими минералами. Цвет

этих минералов серый, немного темнее, чем витринита. В углях карбонаты встречаются в

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

трещинах или обра- зуют отдельные прослойки. Оксиды кремния представлены в углях кварцем, халцедоном, опалом и другими минералами. Цвет тѐмно-серый, микрорельеф

высокий.

Мацералы угля редко встречаются в чистом виде. В основном они ассо- циированы

с мацералами других групп и минеральными включениями, образуя литотипы. Литотипы – составные части угля, различимые невооруженным глазом, отличающиеся по блеску, цвету, излому, структуре, текстуре и трещи- новатости. Витрен – литотип угля, встречающийся в пластах угля в виде линз и про- слоев, блестящий, однородный, с раковистым изломом.

Цвет – чѐрный. Линзы витрена обладают хорошо выраженной эндогенной трещиноватостью, перпен- дикулярной наслоению. Поэтому витрен легко крошится и при

разработке угольного пласта накапливается в тонких фракциях. Витрен состоит только из мацералов группы витринита. Кларен – литотип угля, образующий прослои и пачки в пластах угля, по блеску близкий к витрену, с угловатонеровным изломом, относительно хруп- кий, однородный и полосчатый. В составе кларена более 75% мацералов груп- пы

витринита

9. Свойства твердых горючих ископаемых

Плотность является одной из важнейших физических характеристик твѐрдых горючих ископаемых.

Различают действительную, кажущуюся и на- сыпную плотности. Под

действительной плотностью ТГИ (dr) понимают массу единицы его объѐма за вычетом объѐма пор и трещин. Под кажущейся плотностью ТГИ понимают массу единицы его объѐма, включая поры и трещины. Кажущуюся плотность обозначают символом da

Пористость ТГИ, структура пористой системы и еѐ удельная поверхность определяют фильтрационные, диффузионные и сорбционные процессы в усло- виях естественного залегания ТГИ, при их хранении и превращениях под дей- ствием различных физических и физико-химических факторов.

ТГИ представляют собой пористые материалы с системой пор и трещин, различающихся по размерам, форме, взаимному расположению и доступности их для реагентов. Размеры пор в углях колеблются в пределах от 3·10-10 до 10-2 м.

Пористость углей играет важную роль при их взаимодействии с газами, жидкостями, в том числе химическими реагентами. Она определяет сорбцион- ную активность углей в

процессах их использования и переработки.

13. Происхождение углей – торфяная стадия углеобразования

Происхождение торфа связано c ежегодным приростом растений на болотах, их отмиранием, накоплением и неполным распадом фитомассы в условиях избыточного увлажнения и недостаточного доступа кислорода [12]. Oтмершая часть растений подвергается в основном биохимическому разложению. Значительная потеря их в весе на первых этапах деструкции происходит вследствие интенсивной деятельности микроорганизмов и выщелачивания. Процесс разложения растений заканчивается в верхнем (глубиной 0,2-0,9 м) торфогенном слое залежи под воздействием гетеротрофных почвенных организмов-деструкторов, среди которых выделяются беспозвоночные животные и микро-организмы (бактерии,

грибы). Pазложение растительных остатков на поверхности и в торфогенном слое происходит преимущественно в тѐплый период года, при пониженных уровнях грунтовых вод. Oт 8 до 33% биомассы превращается в торф. Oстальная часть разлагается до полной минерализации, усваивается живыми растениями, улетучивается в атмосферу или вымывается фильтрационными потоком, в т. ч. часть органического веществ в виде гуминовых, фульвокислот и других соединений. Oбразовавшийся торф

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

захороняется накапливающейся фитомассой, выводится из торфогенного слоя и изолируется от воздушной среды. Pазложение растительных остатков в нѐм почти прекращается, и он сохраняет свои свойства на протяжении тысячелетий. Процесс торфообразования зависит от многих факторов: природы исходного растительного материала, условий его накопления, водо- и воздухонасыщенности торфогенного слоя, состава и химических характеристик среды (еѐ окислительно-восстановительные

свойства), в которой происходило преобразование растительных остатков. Особенности исходного растительного материала, гидрохимических и климатических условий оказывают влияние на интенсивность и характер деятельности микроорганизмов в торфообразующем слое Всѐ это определяет большое разнообразие состава и свойств различных видов торфа, а также образующихся из него ископаемых углей.

14. Происхождение углей – угольная стадия углеобразования

После покрытия торфа минеральной кровлей процессы гумификации в погребѐнном торфянике замедляются и затем вовсе прекращаются. Начинается очень медленное превращение торфа в бурый уголь, т. е. наступает фаза углефикации.

При погребении торфяники начинают постепенно обезвоживаться и уплотняться и обезвоживаться под давлением кровли. Параллельно плоскости напластования уменьшается пористость и увеличивается оптическая анизотропия. Уменьшение содержания влаги также связано с разрушением гидрофильных функциональных групп гуминовых кислот, особенное групп ОН, число которых значительно уменьшается на ранней стадии образования бурых углей. Кроме гидроксильных групп ОН происходит отщепление карбоксильных СО-ОН, метаксильных СН3О,

карбонильных СО групп и кольцевого кислорода, что обусловливает постепенное увеличение содержания углерода. Это свидетельствует о том, что при диагенезе в основном происходят химические реакции восстановительного характера

15. Метаморфизм углей

Метаморфизм Углей — необратимый процесс последовательного повышения содержания углерода в результате изменения хим. состава, физических свойств и внутреннего строения ископаемых углей, гл. обр. под действием температуры и давления, развивающихся в результате геол. процессов.

Главными, протекающими в одном направления, хим. процессами являются: дегидратация, декарбоксилирование и деметанизация. По отношению к термину углефикация термин М. у. является частным, т. к. он не охватывает процессы превращения торфа в бурый уголь. В диаграмме “углерод — свойства” зависимость свойств выражается в виде прямой (по Сарбеевой, — гиперболической) линии или инверсионной кривой, близкой к параболе всегда с перегибом в области гр. жирных (Ж, К, ОС),

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

преимущественно коксовых углей. Изменения свойств в первом случае наблюдаются в прямой и обратной зависимости. Прямая зависимость — повышение величины параметра при повышении содер. углерода, т. е. от длиннопламенных углей к антрацитам наблюдается для следующих свойств: уд. в. орг. массы, 6л., пок. прел. гелифицированного вещества, опт. анизотропии, отр. спос. витренов. Обратная зависимость — уменьшение величины параметров характерно для: содер. влаги, кислорода, выхода летучих веществ н продуктов полукоксования, прозрачности в шлифах, интенсивности окраски и степени различимости липоидных и др. компонентов угля. При инверсионной кривой изменения параметров представлены также двумя видами: 1) с повышением величины данного параметра в области гр. жирных углей, т. е. при вершине параболы, обращенной вверх; 2) с понижением величины параметра, т. е. вершиной параболы, обращенной вниз. К первому виду свойств относятся: коксуемость, теплота сгорания, величина внутренней поверхности, теплота смачивания, люминесценция; к свойствам второго вида: микротвердость, скорость ультразвука, гидрофильность, размеры отдельностей эндокливажа, теплопроводность. Проявления метаморфизма углей в природных условиях, происходящие под воздействием повышений температуры и давления, классифицируются по разл., часто смешанным признакам. 1. По продолжительности воздействия этих факторов и величине площадного распространения изменения угля выделяют: региональный, термальный и контактовый виды метаморфизма углей. 2. По отношению к процессу складкообразования — доинверсионный, инверсионный, доорогеновыи, орогеновый и послеорогеновый, палеометаморфизм и неометаморфизм углей. 3. По др. факторам: динамометаморфизм, радиоактивный, статический метаморфизм углей. Некоторые виды метаморфизма углей (термальный, контактовый, динамометаморфизм, радиоактивный) могут быть воспроизведены экспериментально.

27. Факторы миграции(гравитационный, гидравлический, капилярный)

Миграция УВ обуславливается рядом причин или факторов. Среди наиболее важных факторов выделяются: гравитационный, гидравлический, геодинамический, диффузионный и действие капиллярных сил.

Гравитационный фактор. По мнению большинства исследователей главной или даже единственной силой, обусловливающей вторичную миграцию УВ, является гравитационная сила. Поэтому миграция УВ происходит в свободном фазово-обособленном состоянии и является в

основном восходящей. Представление о струйной миграции сформулировал в 1958 году В.П. Савченко. Всплывание УВ идет по зонам наименьшего фильтрационного или капиллярного сопротивления субвертикально в проницаемых зонах и сублатерально в кровельной

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

части проницаемых пластов по их восстанию. Гравитационный фактор обусловлен всплыванием нефти и газа в природных резервуарах по наиболее крупным сообщающимся пустотам.

Гидравлический фактор. Сущность этого фактора заключается в транспортировке УВ водой. Движущиеся вверх по пласту или разрывному нарушению подземные воды переносят газ и нефть в растворенном состоянии и облегчают всплывание нефти и газа.

Фильтрация жидкостей происходит согласно закону Дарси, по которому количество жидкости, проходящее в единицу времени через породу-коллектор с определенным поперечным сечением, прямо

пропорционально проницаемости породы и перепаду давления, обусловливающему фильтрацию, и обратно пропорционально вязкости жидкости

Действие капиллярных сил. Вода лучше, чем нефть смачивает горные породы, поэтому силы поверхностного натяжения между породой и водой больше. В связи с этим вода вытесняет нефть из мелких пор в крупные. Это создает в природном резервуаре условия для избирательного движения флюидов, дифференцированного по величине сечения проводящих каналов и возникновению струйной миграции нефти.

28. Физическое состояние мигрирующих углеводородов

По характеру движения и в зависимости от физического состояния УВ различается миграция молекулярная (диффузия, движение в растворенном состоянии вместе с водой) и фазовая (в свободном состоянии). В последнем случае УВ могут находиться в жидком (нефть) и газообразном (газ) состоянии, а также в виде парообразного газонефтяного раствора.

По отношению к нефтегазоматеринским толщам различают первичную и вторичную миграцию.

Современное представление о факторах первичной миграции и состоянии мигрирующих УВ заключается в следующем. Образовавшиеся в стадии диагенеза нефтяные УВ («юная» нефть) выжимаются вместе с водой из осадков при их уплотнении. С погружением пород они все более нагреваются. Повышение температуры обуславливает увеличение объема нефти и газа и тем самым способствует их перемещению. Движение У В может активизироваться также в результате увеличения давления вследствие образования больших объемов новых веществ. При погружении пород на большие глубины усиливается генерация газа, и первичная нефть выносится им из материнских пород в виде газового раствора. Эмиграция нефтяных УВ в виде газового раствора доказана экспериментально. Реальным фактором первичной миграции газа и газового раствора является диффузия.

Вторичная миграция нефти и газа может быть обусловлена гравитационным, гидравлическим и другими факторами. При вторичной

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

от геологической обстановки формирования залежи и от физических свойств нефти

ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРАВЛЕНИЯ МИГРАЦИИ Направление миграции определяется тектоническим строением

района, так как нефть при движении выбирает пути наименьшего сопротивления и мигрирует в этом направлении. Это предполагаемое направление миграции углеводородов устанавливается:

1.По соотношению коэффициентов заполнения ловушек.

Постепенное уменьшение степени заполнения ловушек по мере удаления от источника генерации вверх по восстанию пластов;

2.По изучению изотопного состава нефти и газа и элементов,

входящих в них; 3.Размещение продуктивных и «пустых» структур;

4.В направлении миграции происходит постепенное

облегчение нефтей (уменьшение ее плотности, обогащение легкими фракциями и снижение содержания асфальтовых смолистых веществ);

5.В направлении миграции уменьшается содержание

ароматических УВ. Ароматические углеводороды меньше мигрируют по сравнению с группами - метановыми и нафтеновыми.

6.Состав УВ газов в направлении миграции меняется: обеднение процентного содержания гомологов метана (CH4).

- скорость миграций

Миграция в этом случае характеризуется наибольшими скоростями. Скорость струйной миграции газа и нефти зависит главным образом от фазовой проницаемости пород для газа и нефти и пористости пласта, а также от вязкости нефти и газа, угла наклона пласта и разности плотностей воды, нефти и газа в пластовых условиях. По расчетам А. Е. Гуревича, скорость движения газа при угле наклона 1° может составить 1 м/год, при 70° — 71 м/год, что значительно (на два порядка) превышает скорость

миграции газа в растворенном состоянии вместе с движущимися пластовыми водами. Расчеты В. П. Савченко показывают, что высота сечения струи при этом может быть весьма небольшой — около 1 м. При генерации газа (и нефти) в самом природном резервуаре либо в подстилающих его газоматеринских (нефтегазоматеринских) отложениях в условиях уже насыщенных (предельно) газом поровых вод генерируемый газ (и, возможно, нефть) оказывается в свободном состоянии и в этом состоянии мигрирует в ловушку (или поступает в природный резервуар и затем мигрирует в ловушку). Расстояния, на которые газ (и, возможно, нефть) мигрирует в этом случае, не будут превышать размеров зоны влияния ловушки.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

37. Нефтегазоносный бассейн — площадь непрерывного или островного распространения нефтяных, газовых или

газоконденсатных месторождений, значительная по размерам или запасам полезного ископаемого.

Нефтегазоносные бассейны подразделяются на нефтегазоносные районы.

Нефтегазоносные районы подразделяются на зоны или ареалы нефтегазоносности.

Зоны или ареалы нефтегазоносности подразделяются на нефтегазовые месторождения. Нефтегазовые месторождения подразделяются на нефтяные и газовые залежи или нефтяные и газовые горизонты.

39. волго-уральская нефтегазоносная провинция

Волго-уральская нефтегазоносная провинция приурочена к

восточной части восточноевропейской платформы и Предуральскому прогибу; ограничена на севере и востоке Тиманом, Уралом, на юге граничит с Прикаспийской синеклизой, на западе с Воронежским сводом и Токмовско-Сысельской системой сводов. Фундамент платформы докембрийский, гетерогенный. Мощность платформенного рифей-

вендского и палеозойского чехла (с незначительным развитием пород мезозоя) в еѐ восточной части 9-12 км. Разрез осадочного чехла представлен континентальными, прибрежно-морскими и морскими (терригенными и карбонатными) образованиями — рифей-вендского, девонского, каменноугольного и пермского комплексов пород. Выявлен ряд крупных сводов (Татарский, Пермско-Башкирский, Жигулѐвско-

Оренбургский и др.), впадин, валов и прогибов, которые осложнены более чем 2 тысяч локальных поднятий, характеризующихся размерами от 1х2 до 10х50 км и амплитудами от 10 до 100 м и более. Промышленные нефтегазоносные отложения девона, карбона и перми, нефтепроявления отмечены в породах рифейвендского возраста. Продуктивные горизонты выявлены на глубине от 0,5 до 5 км и более. Залежи в основном пластовые сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, массивные и в небольшом количестве тектонически экранированные. Дебиты скважин в условиях нормальных гидростатических давлений средние (до 100-200

т/с) и небольшие. Разработка залежей осуществляется, как правило, с поддержанием пластового давления.

Нефти главным образом парафинового типа, средней и высокой плотности (820-890 кг/м3), сернистые (0,5-3,0%), смолистые. Свободные

газы нижнепермских отложений метановые, сернистые (до 5,5%), с низким содержанием азота. Газовые шапки и растворѐнные газы в нефтях

каменноугольных отложений северных районов содержат до 98% азотного газа. В целом по провинции с севера на юг и с запада на восток наблюдается постепенное уменьшение плотности нефтей, снижение в них

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

содержания серы и увеличение растворѐнного газа, переход к парафиново-

нафтеновому типу.

40. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция расположена на

территории Республики Коми, Ненецкого автономного округа и прилегающей акватории Печорского моря[1]. Площадь провинции составляет 600 тысяч км². Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция включает в себя Ухта-Ижемский нефтегазовый район. Центры разведки и разработки — Ухта, Архангельск, Нарьян-Мар. Тимано-Печорская

нефтегазоносная провинция характеризуется сложным геологическим строением.

Ресурсы составляют около 2,4 млрд тонн, 60 % которых приходится на нефть. Треть ресурсов находится на территории республики Коми, две третьих на территории Ненецкого автономного округа.[3] Глубина залежей составляет от 800 метров до 3 километров. В настоящее время открыто более 200 залежей.[1] Самые богатые нефтегазовые области Печоро- Колвинская (44 %), Хорейверская (20 %) и Ижма-Печорская (11 %).[1]В настоящее время на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции насчитывается свыше 180 месторождений, из которых — 136

нефтяных, 4 газоконденсатных, 2 нефтегазовых, 13 нефтегазоконденсатных, 12 газоконденсатных и 16 газовых. Нефть имеет плотность 0,826-0,885 г./куб.см.; малосернистая и среднесернистая,

парафинистая (от 0,4 до 6,6 %), малосмолистая. Газ метановый (более 80 %), обогащенный тяжелыми углеводородами (10-17 %), содержание

конденсата повышенное. В газоконденсатных месторождениях выход стабильного конденсата составляет от 50 до 500 куб.см. на 1 кубометр.[4]

41. Прикаспийская нефтегазоносная провинция

ПРИКАСПИЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — расположена в пределах

Уральской, Гурьевской, Мангышлакской и Актюбинской областей. Площадь 500 тысяч км2. Первое месторождение в районе Южной Эмбы

открыто в конце 19 века. Наиболее известные: Кенкиякское, Жанажольское, Тенгизское, Астраханское, Западно-Тепловское,

Карачаганакское, Бозобинское.

Географически Прикаспийская нефтегазоносная провинция расположена в Прикаспийской низменности. Северная часть относится к степной зоне, южная — к зоне полупустынь. Основные водные артерии — рек Волга, Урал, Эмба; пути сообщения — 4 железнодорожных магистрали

и локально развитые автомобильные дороги. Транспортировка нефти и газа

— по местным и магистральным (Средняя Азия — Центр) нефтегазопроводам, по железной дороге. Переработка нефти осуществляется на нефтеперерабатывающих заводах Гурьева и Куйбышева.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В тектонические отношении Прикаспийская нефтегазоносная провинция приурочена к одноимѐнной синеклизе в юго-восточной глубокопогружѐнной части Восточноевропейской платформы. Фундамент

докембрийский гетерогенный.

Глубина залегания его поверхности на севере и западе (Волгоградско-Уральская система поднятий) 7-7,5 км, на юге и востоке 6- 7,5 км в зонах поднятий и на Астраханском своде и до 9-10 км в

разделяющих их седловинах. От бортов синеклизы фундамент уступами погружается к центральной части до глубины 15-20 км. Мощная соленосная толща до 3-4 км нижнепермского возраста разделяет осадочный чехол на подсолевой и надсолевой структурно-формационные

комплексы. Общая мощность подсолевого комплекса (в основном средний девон — нижняя пермь) изменяется от 3-4 км в прибортовых зонах синеклизы до 10-13 км в центральной части. Надсолевой комплекс общей

мощностью от 2 до 8 км включает отложения от уфимского и казанского ярусов верхней перми до четвертичных. Региональные структуры надсолевого комплекса осложнены многочисленными (свыше 1200) солянокупольными поднятиями.

42. СЕВЕРО-КАВКАЗСКО-МАНГЫШЛАКСКАЯ

НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ —

расположена в пределах Крымской и Ростовской областей, Краснодарского и Ставропольского. Площадь свыше 530 тысяч км2.

Первые продуктивные нефтяные скважины в западной части Северного Кавказа пробурены в 1864.

К 1985 в провинции открыто 281 месторождение, в т.ч. 121 нефтяное, 53 газовых, 42 газоконденсатных, 38 газонефтяных и нефтегазовых и 27

нефтегазоконденсатных. В разработке находятся 216 месторождений. Наиболее известные: Октябрьское, Джанкойское, Морское, Ленинградское, Березанское, Анастасиевско-Троицкое, Майкопское, Северный- Ставропольско-Пелагиадинское, Мирненское, ВеличаевскоКолодезное, Малгобек-Горское, Старогрозненское, Октябрьское, Жетыбайское,

Узеньское, Тенгинское, Шахпахтинское.

Нефти Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной

провинция малосернистые, парафинистые и высокопарафинистые с большими вариациями плотности и смолистости. В кайнозойских отложениях плотность нефти до 931 кг/м3, содержание бензиновых фракций до 31%; в мезозойских отложениях 811-880 кг/м3. Состав нефтей

нафтеновометановый. Состав газов газовых и газоконденсатных месторождений (%): CH4 72-99, N2 05, CО2 до 6, H2S 0-1,8. Большинство

месторождений находится на последней стадии разработки. Добыча ведѐтся с поддержанием давления насосным и компрессорным способами.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Географически провинция занимает частично Причерноморскую и Прикаспийскую низменности, Ставропольскую возвышенность, КумоМанычскую впадину, Мангышлакское и Устюртское плато. Западная

часть провинции находится в степной зоне, в предгорьях — леса, восточная — в зоне полупустынь и пустынь.

Основные реки: Кубань, Лабо, Белая, Кума, Терек, Сулак. Основные пути сообщения — сеть автомобильных и железных дорог (для равнинной части Предкавказья), в предгорной части слабо развитая транспортная сеть, на Устюрте и Мангышлаке ограниченная железнодорожная сеть: Гурьев — Макат — Кульсары — Бейнеу — Шевченко и Форт Шевченко на Каспийском море. Транспорт нефти и газа — по местным и магистральным

нефтегазопроводам. Переработка нефти — главным образом на нефтеперерабатывающих заводах Грозного, Гурьева и Куйбышева. Основные центры добычи и разведки: Краснодар, Ставрополь, Грозный, Махачкала, Шевченко, Новый Узень.

В тектоническом отношении Северо-Кавказско-Мангышлакская нефтегазоносная провинция приурочена к Скифской плите, Южно- Мангышлакско-Устюртской системе прогибов Туранской плиты и краевым прогибам Большого Кавказа (Индоло-Кубанский и Терско-Каспийский).

Большая часть залежей, приуроченных к платформенной части Северного Кавказа, пластово-сводового типа, реже с литологическим, в меньшей степени стратиграфическим и тектоническим экранированием.

43. ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ

— расположена в пределах Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской области. Площадь 2,2 млн. км2. Включает Приуральскую,

Фроловскую, Каймысовскую, Пайдугинскую, Васюганскую, Среднеобскую, Надым-Пурскую, Пур-Тазовскую, Гыданскую и Ямальскую нефтегазоносные области. Наиболее значительные месторождения: Самотлорское, Мамонтовское, Фѐдоровское, Варьеганское, Усть-Балыкское, Муравленковское (нефтяные); Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское, Заполярное, Медвежье, Харасавейское (газовые и газоконденсатные).

Планомерные поиски нефти и газа начались в 1948. Первое месторождение газа (Берѐзовское) открыто в 1953, нефти (Шаимское) — в 1960. К 1984

выявлено свыше 300 месторождений.

Провинция расположена на территории Западно-Сибирской

низменности.

Нефтегазоносные области южной и центральной частей расположены в зоне тайги и большей частью заболочены. Половина перспективной на нефть и газ территории находится за Полярным кругом. Практически по всей территории Западно-Сибирской нефтегазоносной

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

провинции развиты многолетние мѐрзлые горные породы. Основные пути

сообщения — реки и Северный морской путь. Магистральные автомобильные дороги отсутствуют. Железные дороги представлены ветками Тюмень — Тобольск — Сургут — Нижневартовск, Ивдель — Обь, Тавда — Сотник, Сургут — Уренгой. Значительная часть грузоперевозок осуществляется круглогодично воздушным транспортом, в зимний период по зимникам — автомобилями, тракторами и вездеходами. Транспортировка нефти и газа осуществляется по системе магистральных трубопроводов большого диаметра. Международный газопровод Уренгой

—Ужгород – Западная Европа. Центры добычи и разведки нефти и газа —

Нижневартовск, Сургут, Урай, Надым, Уренгой, Тюмень и др. Тектонически провинция связана с Западно-Сибирской плитой. В

осадочном чехле установлен ряд крупных сводов (Нижневартовский, Сургутский, Северный, Красноленинский, Каймысовский, Межовский, Среднеямальский и др.), мегавалов, прогибов и впадин, осложнѐнных выявленными более чем 1200 локальными поднятиями размерами от 2х3 до 30х50 км, с амплитудами от десятков до сотен метров.

Продуктивные горизонты приурочены к отложениям юры, неокома и

сеномана (мел). В среднем течении реки Обь выявлены залежи сухого газа (сеноман), газоконденсатные, газонефтяные и нефтяные залежи (неоком и

юра). В Томской и Новосибирской области установлены залежи нефти в палеозойских отложениях. Продуктивные горизонты на глубине от 0,7 до 4 км. Залежи пластовые, сводовые, литологически ограниченные и массивные. Рабочие дебиты нефтяных и газовых скважин высокие. Нефти в основном средней плотности, малосернистые, малосмолистые с

невысоким содержанием парафинов. Свободные газы верхнемеловых отложений (сеномана) метановые сухие с низким содержанием азота и углекислого газа. Содержание конденсата до 1 см3/м3. Конденсат тяжѐлый,

нефтенового типа. Содержание конденсата в залежах газа неокома в среднем 150 см3/м3, достигает 800 см3/м3. Конденсат лѐгкий, парафинового

типа.

44.ЛЕНО-ТУНГУССКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ

—расположена в западной части Якутской, в северном и центральном

районах Красноярского края, в западном и северном районах Иркутской области.

Площадь 2,8 млн. км2. Включает Северо-Тунгусскую, Анабарскую, Южно-Тунгусскую, Катангскую, Непско-Ботуобинскую, Западно- Вилюйскую, Северо-Алданскую, Ангаро-Ленскую, Присаяно-Енисейскую и Байкитскую нефтегазоносные области. Слабо изучена.

Нефтегазоносны рифейские, вендские и кембрийские отложения. Продуктивные горизонты выявлены на глубинах 1,5-3,5 км. Залежи

пластовые сводовые и пластовые литологически ограниченные. Рабочие дебиты скважин средние. Нефть лѐгкая, сернистая, малопарафинистая.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Свободные газы метановые, обычно жирные, с низким содержанием азота и углекислого газа.

Первое нефтегазовое месторождение (Марковское) открыто в 1962. К 1982 открыто 16 месторождений (карта). Географически провинция занимает часть Среднесибирского плоскогорья. Основная территория провинции расположена в зоне тайги и значительно заболочена. Пути сообщения на юге провинции — железные дороги (участки Канск — Иркутск и Тайшет-Усть-Кут) и реки; на севере провинции — реки.

Магистральные автомобильные дороги отсутствуют. Грузоперевозки осуществляются по зимникам и воздушным транспортом.

Тектонически провинция занимает большую часть Сибирской платформы (без Алданского щита и Вилюйской синеклизы). Фундамент платформы добайкальский, гетерогенный. Платформенный чехол представлен 4 крупными комплексами терригенных, карбонатных и карбонатно-галогенных отложений: рифейским, венд-нижнепалеозойским, верхнепалеозойско-триасовым и мезозойско-кайнозойским. В северо- западных районах провинции широко развиты интрузии траппов.

Мощность чехла в наиболее прогнутых участках достигает 9 км. В осадочном чехле установлен ряд крупных антеклиз (НепскоБотуобинская и др.), синеклиз (Тунгусская и др.), сводов (Непский, Сурингдаконский и др.), впадин.

45.Енисейско-хатангская Нефтегазоносная Провинция

Енисей-Хатангская провинция расположена на северо-западной ʼʼраин е Сибирской платформы. В тектоническом отношении приурочена I Енисей-Хатангскому прогибу. Осадочный чехол сложен карбонатными рифейско-кембрийскими, карбонатно- соленосно-терригенными палеозойскими и терригенными мезозойскими отложениями.

В пределах прогиба бурением вскрыты только верхнепалеозойские и мезозойские

сложения суммарная толщина которых достигает 10 км.

Впределах красноярской части территории провинции открыто 11 газовых и газоконденсатных месторождений, промышленные залежи которых приурочены к средневерхнепермским и меловым отложениям, месторождения приурочены к локальным структурам, в большинстве своем многозалежные. Залежи в нижнемеловых горизонтах содержат нефтяные оторочки.

46. ЛЕНО-ВИЛЮЙСКАЯ ГАЗОНЕФТЕНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ —

расположена в западной части Якутской. Площадь 280 тысяч км2.

Включает Вилюйскую газоносную и Предверхоянскую перспективную нефтегазоносную области. Наиболее значительные газовые месторождения: Средневилюйское, Усть-Вилюйское, Соболохское,

Среднетюнгское, Мастахское. Планомерные поиски нефти и газа начались в 1955. Первое Усть-Вилюйское месторождение газа открыто в 1956. К 1985 выявлено 9 газовых месторождений, в т.ч. 6 в пределах

Хапчагайского мегавала. Географически провинция приурочена к Среднесибирскому плоскогорью. Южные области провинции расположены в зоне тайги, северные — лесотундры и тундры. На всей территории

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

провинции развиты многолетнемѐрзлые породы. Основные пути сообщения — реки (Лена, Вилюй, Алдан). Магистральные автомобильные и железные дороги отсутствуют. Главная часть грузоперевозок осуществляется летом по рекам, в зимний период по зимникам автомобилями и тракторами, круглогодично воздушным транспортом. Добыча газа ведѐтся для местных нужд.

Тектонически провинция приурочена к Предверхоянскому краевому прогибу и Вилюйской синеклизе Сибирской платформы. На востоке она ограничена Верхоянским антиклинорием, на западе — Анабарской, а на юге — Алданской антеклизами. Осадочный чехол в пределах провинции представлен рифейскими, вендскими, палеозойскими и

мезозойскокайнозойскими отложениями, мощность которых в наиболее прогнутых участках достигает

12 км. Изученный разрез мезозой-кайнозоя и Перми сложен

терригенными континентальными и морскими отложениями. Хапчагайский мегавал, Линденская впадина и Лунгхинско-Келинский

прогиб осложнены структурами более низкого ранга с амплитудами от десятков до сотен метров. Газоносность установлена в верхнепермских, триасовых, юрских и меловых отложениях. Основные разведанные запасы газа связаны с отложениями перми, триаса и юры. Продуктивные горизонты выявлены на глубинах от 1 до 4 км. Залежи пластовые массивные сводовые и пластовые литологически ограниченные. Рабочие дебиты газовых скважин высокие и средние. Характерна зональность развития пластов-коллекторов, особенно в отложениях верхней перми.

Свободный газ метановый сухой с низким содержанием азота и кислых газов.

53. Подмосковный угольный бассейн

Расположен на территории Новгородской, Калининской, Смоленской, Калужской, Тульской и Рязанской областей. Общая площадь развития угленосных отложений до глубины 200 м — 120 тысяч км2. Первые сведения о наличии залежей угля известны с 1722, систематическая добыча с 1855. Общие геологические ресурсы 11 млрд. т.

Подмосковный угольный бассейн расположен на южной и западной крыльях Московской синеклизы. Песчано-глинистая

угленосная толща бобриковского и тульского горизонтов визейского яруса нижнего карбона мощностью около 50 м подстилается и перекрывается карбонатными отложениями.

Наибольшая угленасыщенность характерна для центральной части южного крыла синеклизы, она резко снижается в западном,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

восточном и северном направлениях. Разведано около 95 месторождений, объединённых в 22 угленосных района (карта).

Угли бурые технологические группы Б2,; преимущественно гумолиты с прослоями гумито-сапропелитов, сапропелитов и

кеннелей; Общая добыча угля 18,9 млн. т/год (1986). Шахтные поля

вскрыты вертикальными центрально-сдвоенными стволами,

разработка ведётся длинными столбами с выемкой лавами преимущественно механизированным способом, кроме шахт "Владимирская" и "Никулинская", имеющих наклонные стволы. Средние размеры столбов 400-600 м, лав — 74-78 метров. В

бассейне действует 100 механизированных комплексов. Обогащение углей осуществляется на 4 шахтах и на Климовской обогатительной фабрике (1,1 млн. т/год)

54. Тунгусский угольный бассейн

наиболее крупный из угольных бассейнов России, занимает часть территории Красноярского края, Якутии и Иркутской области. Географически бассейн занимает большую часть Восточной Сибири, простирается на 1800.01 километров с севера на юг от реки Хатанги до Транссибирской железной дороги и на 1150 километров с запада на восток в междуречье рек Енисея и Лены. Общая площадь составляет свыше одного миллиона квадратных километров. Добыча угля ведётся подземным и открытым способами. В основном добывается каменный уголь (коксующийся), есть и антрациты, встречается бурый уголь.

По состоянию на 2010 год, недостаточно изучен из-за плохой

доступности и сурового климата. Балансовые запасы (А + В + С1) 1742 и С2 3597 миллиардов тонн (1986). В геологическом плане территория занимает обширную часть Среднесибирского плоскогорья. Мощность пластов весьма разнообразна и составляет от 15–20 метров в Норильском районе до 60–65 метров на Кокуйском месторождении. Состав углей: низко- и среднезольные угли, малосернистые широкого диапазона по

марочному составу – бурые, антрациты и графиты. Запас углей, пригодных для коксования, несколько ограничен. Глубина добычи угля составляет около 600 метров.

55. Кузнецкий угольный бассейн

Кузнецкий угольный бассейн находится на территории, где расположено самое крупное в России угольное месторождение.

Впервые упомянуто было о нем в 18 веке, еще через 100 лет запасы угля были оценены и это месторождение было названо Кузнецким

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

угольным бассейном. Расположен в южной части Западной Сибири в небольшой по глубине котловине. С нескольких сторон его обрамляют горные массивы: средневысокое нагорье Кузнецкий Алатау, горно-

таежный регион Горная Шория, официально входящий в состав горной системы Алтая, небольшая возвышенность Салаирский Кряж. Значительная часть данного бассейна расположена на территории Кемеровской области, славящейся наличием разнообразных полезных ископаемых, в том числе каменных и бурых углей.

Угленосная толща вмещает примерно 350 угольных пластов различных видов и мощности. Они неравномерно распределены по всему разрезу. Кольчугинская и Балахонская свиты содержат 237 пластов. Тарбаганская свита – только 19, поэтому намного отстает от предыдущих. Барзасская – всего 3. Их максимальная мощность составляет 370 м. В среднем распространены пласты угля с мощностью от 1,3, максимум – примерно 4,0 м. Существуют угольные пласты намного большей мощности.

Петрографический состав различается по сериям угля. В балахонской серии превалируют гумусовые, каменные угли, которые содержат витринит в количестве 30–60 %. В кольчугинской серии также присутствуют гумусовые, каменные угли, однако содержание витринита увеличивается до 60–90 %. В тарбаганской серии добывают и бурые, и каменные угли. Качество угля разнообразно, однако большую часть специалисты относят к числу лучших. В глубоких горизонтах их состав становится средним, оптимальным.

56. Печорский угольный бассейн

Печорский угольный бассейн второй в России по запасам угля после Кузбасса и на сегодняшний день является крупнейшей на территории Северо-Западного автономного округа сырьевой базой для развития

металлургии и энергетики, а в перспективе – углехимии.

Бассейн площадью 90 тыс кв. км расположен на территории северной части Республики Коми и Ненецкого автономного округа.

Он насчитывает порядка тридцати месторождений, часть которых находится за пределами полярного круга.

Состав углей Печорского угольного бассейна разнообразен: бурые угли, антрациты и полуантрациты, тощие угли.

Качество углей высокое:

Основная часть запасов угля сосредоточена на Интинском (энергетические угли), Воркутинском( коксующиеся и энергетические угли), Воргашорском и Юньягинском (коксующиеся угли) месторождениях. Основная масса добываемого угля подвергается обогащению. Разработка месторождений Печорского бассейна ведется с

1930 года.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

месторождение), сухарных каолиновых глин, стекольных и формовочных песков.

58. Уральский угольный бассейн

Ю́жно-ура́льский у́гольный бассе́йн — комплекс угольных

месторождений в Российской Федерации, в южной части Башкирии и Оренбургской области. Освоение бассейна ведется с 1950 года. Балансовые запасы до глубины 300 м — 1,08 млрд. т. Теплота сгорания на рабочее топливо составляет 8,8 МДж/кг. В Южно-Уральском бассейне выделяются

месторождения угля: Бабаевское, Маячное, Куюргазинское, Тюльганское, Южно-Куюргазинское, Кривлевское, Яман-Юшатырское, Реньевское,

Хабаровское, Семеновское, Наумкинское. Бассейн характеризуется высокой степенью угленасыщенности. Мощность угольных залежей олигоцена-миоцена достигает 100 м и более. Угольные залежи имеют

неправильную форму. Максимальная мощность залежей приходится на центральную часть месторождений, а к периферии происходит расщепление на ряд тонких пластов. Вмещающие породы представлены песчаными и глинистыми разностями. Угли Южно-Уральского бассейна

специфичные — землистые торфовидные листоватые лигнитовые. По степени углефикации они бурые (техническая группа Б1) с рабочей влагой 40-50 %, зольностью 19-30 %, содержанием серы от 0,6 до 3,8 %.

Особенностью состава углей является присутствие битумов, что делает их ценным сырьем для химической промышленности. Месторождения разрабатываются открытым способом.

59. Таймыский угольный бассейн

Таймы́рский у́гольный бассе́йн на одноимённом полуострове. Пл. 80 тыс. км². Известен с 1843 г. Не

разрабатывается. Угленосные отложения перми мощностью до 6000 м слагают серию синклинальных структур, нередко осложнённых дополнительной складчатостью, разрывными нарушениями и интрузиями. Количество угольных пластов мощностью 1–12 м достигает несколько десятков. Строение пластов обычно сложное. Угли гумусовые, каменные, среднезольные, малосернистые. Часть их пригодна для коксования и технологического использования (антрациты), остальные энергетические. Прогнозные ресурсы – 185 млрд. т. Перспективы освоения бас. ограничены из-за его значительной удалённости от потребителей.

60. Ленский уголный бассейн

хватывает северную и восточную части Сибирской платформы и западную периферическую часть Верхоянского мегантиклинория. Основные структурные элементы: Предверхоянский и Предтаймырский прогибы, Вилюйская синеклиза. Юрские, меловые и неогеновые отложения, слагающие бассейн, залегают с перерывом на более древних породах вплоть до архея, представлены континентальными и морскими, в

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

основном терригенными отложениями. Угленосность известна во всём разрезе; устойчивое угленакопление выявлено в отложениях чечумской, батылыхской, хатырыкской, тандинской и других свит, сопоставление которых в целом по бассейну недостаточно обосновано. Известно более 150 угольных пластов, из которых не менее 50 имеют мощность более 1 м. Угли бассейна от бурых (Б1) до отощённо-спекающихся. Их метаморфизм

возрастает с запада на восток и вниз по стратиграфическому разрезу. Неогеновые угли относятся к технологической группе Б1. Юрские и меловые угли на большей части бассейна относятся к технологическим группам Б2 и БЗ. Каменные угли развиты преимущественно на правобережье реки Лены в Приверхоянской части бассейна (карта).

Угли преимущественно гумусовые низкозольные (Ad 5-25%), низкосернистые (Sfd 0,2- 0,5%), на отдельных месторождениях установлен

высокий выход смол полукоксования. Качество углей основных разрабатываемых месторождений различное: удельная теплота сгорания

Qdaf от 27,9 до 33,5 МДж/кг; Qir от 14,5 до 24,2 МДж/кг.

Разработка углей осуществляется на 5 месторождениях 2 шахтами мощностью 800 тысяч т в год ("Джебарики-Хайская" и "Сангарская") и 3

разрезами мощностью 508 тысяч т в год ("Кангаласский", "Харбалахский", "Кировский"). Добыча в 1984 — 1,6 млн. т. Угли используются для местных нужд.

62. Месторождения горючих сланцев

Горючие сланцы – метаморфическая горная порода из группы твердых каустобиолитов. Горючими сланцами называют осадочные породы, тонкоплитчатые аргиллиты или мергели со значительным, до 50-

60%, содержанием битуминозных веществ. По сути они являются глинистыми или известковыми углями-сапропелитами.

Горючие сланцы добываются как открытым так и подземным способом. В России выделяются целые бассейны с залежами ценной породы: Тимано-Печорский, Прибалтийский, Волжский, Вычегодский.

В первую очередь, очень перспективной является добыча горючего сланца, из которого можно получать сланцевые газ и нефть (объемы последней, к слову, почти в 13 раз превышают оставшиеся мировые запасы обычной нефти). И некоторые государства уже всерьез заинтересовались этим и ведут разработку как горючего сланца (Германия, Эстония, Китай, Россия), так и торфа (Финляндия, Эстония и другие