Макроскопические .признаки горючих сланцев

Цвет горючих сланцев определяется характеров органического мате-риала, йинеральной составляющей и изменяется в широких пределах от зеленовато-серого (обычно сланцы неогенового возраста), серого, желто-го, коричневого различных оттенков до темно-серого почти чер­ного; жел-тый и коричневый цвет обусловлен, в основном, преобладанием в сланцах сапропелевого органического вещества; темно-серый почти черный – при-месью гумусового материала. Глинистые минералы каолинитового или слюдистого состава в минеральной части сланцев придают им зеленовато-серые, серые, реже светло-коричневые тона. Наличие ожелезненных гли-нистых частиц и тонко рассеянного пирита - темно-бурые тона. 

Цвет черты у сапропелевых сланцев желтый, желтовато-зеленый с грязным оттенком. У гумусовых сланцев - буровато-черный, черный, темно-серый.

Текстура сланцев чаща горизонтально-слоистая, реже массивная, и зависит, в основном, от условий накопления горючих сланцев. Слан­цы, образовавшиеся в прибрежно-морских и континентальных условиях, характеризуются, как правило, слоистой текстурой, образовавшейся в морских условиях - массивной. Горизонтально-слоистая текстура может быть отчетливо выражена или очень слабо. Слоистость обусловлена чере-дованием слойков (2-3 мм, 3-5 мм), обогащенных органичес­кий вещест-вом, со слойками минеральных скоплений, лишенных или обедненных органикой. В ряде случаев слоистость подчеркивается скоплением об-ломков фауны. Иногда встречаются сланцы с пятнистой текстурой, воз-никшей за счет неравномерного распределения органи­ческого материала.

В сланцах очень часто присутствуют включения или остатки раковин, водорослей, линзы песчаного материала, реже включения других горных пород. По трещинам иногда встречаются карбонаты (чаще кальцит), гипс, пирит.       

Отдельность -преобладает пластинчатая, нечетко выраженная плас­тинчатая, пирамидальная (для сланцев с массивной текстурой).

Излом - неровный, угловатый, занозистый.

Твердость по шкале Мооса не превышает 3-4.

Плотность сланцев определяется составом минеральной части и изменяется от 1,2 до 2,7.

Горючие сланцы в свежедобытом состоянии, плотные, реже рыхлые, иногда режутся ножом и дают стружку.

Горючесть - сапропелевые и смешанные сланцы легко загораются от спички, горят коптящим пламенен, издавая запах жженкой резины. При описании горючих сланцев необходимо определять степень и характер (равномерная, линзовидная, конкреционная) карбонатности (нанесением капли 10%- соляной кислоты). Кроме того, следует дать приблизительную количественную оценку содержания известковистых обломов, раковин, степень их сохранности. Отразить в описании нали­чие отпечатков фауна и флоры. Это позволит, в какой-то мере, судить о качестве горючего сланца и условиях его образования.

 

Порядок выполнения работ.

Провести детальное макроскопическое описание двух образцов горючих сланцев, выданных преподавателем.

Описание провести в следующем порядке:

а) № образца;

б) зарисовка образца с отображением его текстурных особенностей. Указать размеры в мм.

в)описание образца по всем макропризнакам;

г)заключение о природном типе горючего сланца (гумусовый,

сапропелевый, смешанный).

На основе полученных от преподавателя технических показателей горючих сланцев составить их качественную характеристику.

 

П. НЕФТЬ, ПРИРОДНЫЕ ГАЗЫ, ТВЕРДЫЕ БИТУМЫ

         

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 7

НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЕ ГАЗЫ.

Цель работы: изучить вещественный состав нефти и природных га­зов; основные свойства и промышленные классификации нефти.

Общие сведения о вещественном (химическом) составе нефти,

Нефть - это природная горючая жирная на ощупь маслянистая жид­кость, состоящая из смеси жидких, газообразных и твердых углеводородов смолисто-асфальтовых веществ, кислородных, азотистых и сер­нистых сое-динений. Постоянной составной частью нефтей являются также минераль-ные компоненты. Преобладающая часть нефти составля­ют три группы углеводородов: I) метановые (парафиновые) или алканы; 2) нафтеновые (полацетиленовые) или цикланы; 3) ароматические или арены.

Метановые углеводороды или алканы (их также называют предель­ными, насыщенными, алифатическими, парафинами) имеют формулу C_nH_2n+2. Они могут иметь нормальное строение (неразветвленная цепь,

 

 

например, СН₃-СН₂-СН₂-СН₃ и изостроение (разветвленная цепь

CH₃-CH-CH₃) углеродных атомов.

          

СН₃

В нефти преобладают углеводороды нормального строения.

Метановые углеводороды присутствуют в нефти в трех агрегатных состояниях. Углеводороды, содержащие в молекуле от одного до пяти атомов углерода (С₁ – С₄) при нормальной температуре представляют собой газы (метан, этан, пропан, бутан), от 5 до 15 атомов (C₅-С₁₅) - жидкости и более 15 атомов (C₁₆ и выше) - твердые углеводороды, парафины. 

Газообразные алканы всегда сопровождают нефть, находясь в ней в растворенной состоянии, а в ряде случаев образуя над залежью нефти газовую шапку. Жидкие углеводороды слагают основную часть нефти. Твердые углеводороды содержатся в нефти от долей процента до 10-12% и находятся в виде микрокристаллов во взвешенном состоянии (их обычно называют «парафин»). При более высоких температурах в недрах твердые алканы (парафины) могут присутствовать в нефти в растворенном состоянии.

Легкие фракции любых нефтей почти целиком состоят из метановых углеводородов.

Все метановые углеводороды являются полностью насыщенными, химически устойчивыми и для них характерны реакции замещения.

Нафтеновые углеводороды (цикланы, полиметиленовые) с общей эмпирической формулой C_nH_2n , являются насыщенными углеводородами. Они имеют цикличное строение без двойных связей и по своим физико- химическим свойствам близки к метановым углеводородам. Для них

также характерны реакции замещения.

Нафтеновые углеводороды входят в состав  всех нефтей и присутствуют во всех фрак­циях. В легких фракциях неф­ти широкое распрос-транение имеют моноциклические нафтены: циклопентан, циклогексан и их производные; в тяжелых фракциях - бициклические углеводороды и особенно, декалин.

 

Ароматические углеводороды (арены).

Простейшие из ароматических углеводородов имеют формулу С_nН_2n-6. Основой их строения является ароматиче-ское ядро бензола. Наличие двойных связей определяет повы-шенную химическую (реакционную) активность аренов по сравнению с метановыми и нафтеновыми углеводородами. Арены обладают высокой растворяющей способностью, хорошо раство-ряются в органических раст­ворителях и неограниченно растворяются друг в друга. Для них также характерны реакции замещения. Из арома-тических угле­водородов в нефтях содержатся бензол, то­луол, нафталин и их гомологи. Общее со­держание ароматических углеводородов в нефтях обычно не превышает 15-20%, одна­ко нефти месторождения Чусовские Городки содержат до 62%, тунгорская и паромайская нефти острова Сахалин - 28-26%.

Эти три группы углеводородов: метановые, нафтеновые, ароматиче-ские- составляют основную часть нефти. В зависимости от того, ка­кие углеводороды преобладают, все нефти принято подразделять на пять типов (групповой анализ нефти):метановые; метано-нафтеновые; нафтеновые;, метано-нафтено-ароматические; нафтено-ароматические (основной ком-понент составляет не менее 50% и занимает первоее место, дополнитель-ный - не менее 25% и занимает второе место. Иногда встречаются все три компонента в приблизительно равных количествах). В природе встречают-ся в основном нефти свешанных типов.
  Смолисто- асфальтеновые вещества нефтей являются наиболее слож­-
ными высокомолекулярными соединениями, содержащими серу, азот и
кислород. Смолисто-асфальтеновые вещества содержатся в нефти в виде
коллоидно- растворенных частиц. Структура этих сложных высокомоле-ку­лярных соединений до конца еще не изучена. .При перегонке нефти они концентрируются в остаточных маслах, мазуте. Основное значение среди них имеют смолы и асфальтены.

Смолы образуются за счет окисления и полимеризации углеводоро­дов. Они имеют полужидкую или твердую консистенцию. Цвет - от тем-но-желтого до желтовато-коричневого, коричневого. Смолы придают ок-раску нефтям. Удельный вес 1.0 - 1.07. Молекулярный вес 700 и выше. Содержание в нефтях изменяется от 0 до 40%.

Асфальтены образуются за счет уплотнения (конденсации) смол. Вы-деленные из нефти, они имеют вид порошков черного или бурого цве­та. Удельный вес I.I4. Молекулярный вес 2000 и больше. Содержание в нефти не превышает 1%, редко 2-7%.

Кислородные соединения нефти представлены нафтеновыми кисло-тами, фенолами, эфирами и концентрируются, в основном, в масляных фракциях. Нафтеновые кислоты- производные нафтеновых угле­водородов, в которых водородный атом замещен карбоксилом. Максималь­ное содер-жание нафтеновых кислот в нефти не превышает 3%. Нафтено­вые нефти содержат наибольшей количество нафтеновых кислот и пре­обладающая часть их концентрируется в соляровой и веретенном маслах. Примесь нафтеновых кислот в нефтепродуктах нежелательна, так как они корроди-руют металлы.

Помимо нафтеновой кислоты в нефтях были встречены жирные кис-ло­ты - муравьиная и арахиновая.

Фенолы и эфиры состоят аз ароматического цикла, к которому присо-единена гидроксильная группа ОН. Содержание их в нефтях незначитель-ное (доли %).

Азотистые соединения нефти являются ее постоянной составной частью и содержание их в нефти не превышаем 6%. Они концентриру-ются в высококипящих фракциях (выше 350^оС) смолистой нефти (до 80-100% от общего количества азота). Содержание азота в нефтях не более 0,3%, в единичных случаях были встречены нефти с содержанием ~1%,

Между содержавшей азота и количеством смолы в нефтях существуeт прямая зависимость - высокосмолистые нефти всегда содержат боль­ше азота.

Важной составной частью азотистых соединений являются сложные органические соединения - порфирины. Они образуют металлоорганичес-кие соединения о ванадием (сернистые нефти) и никелем (малосернистые нефти). Ванадиево-порфириновые комплексы приурочены к асфальтово-смолистой части, никелевые - к масляной.

Сернистые соединения нефти. Сера присутствует в виде элементар-ной серы, сероводорода и органических сернистых соединений.

Элементарная сера встречается в сырых нефтях довольно часто в количествах (до 1%). При хранении нефти на воздухе процентное содер-жание ее мoжeт увеличиться.

 Сероводород в сырых нефтях может присутствовать в небольших  количествах в растворенном состоянии. При перегон­ке сернистых соеди-нений сера фиксируется постоянно.

Органические сернистые соединения нефти характеризуется большим разнообразием и на сегодняшний день из нефтей и продуктов ее перера-ботки, выделено около 90 индивидуальных органических сернистых сое-динений.

Одним ив представителей их является меркаптаны. Это органиче-ские соединения, в которых группа SH присоединена к угле­водород-ному радикалу (углеводородный радикал - углеводород без од­ного атома углерода), алкильному, нафтеновому, реже ароматическому (на-пример, первый член алкильного ряда CH₃SH- метил- меркаптан и т.д.). Меркаптаны обладают чрезвычайно неприятным запахом, который ощущается при разбавлении их в миллионы раз. Меркаптаны используются для одорации (придания запаха) бытовому запаху, так как природный газ запаха не имеет.

 Сернистые соединения, как и азотистые, приурочены к тяжелым смолистым, высококипящим фракциям нефти, где концентрируется более 75% всей содержащейся в нефти серы. Общее содержание серы в нефтях колеблется от 0,5 до 6%. Сера является вредной примесью, так, как придает нефтям неприятный запах, активно корродирует металлическую аппаратуру и является сильным каталитическим ядом, так как катали­заторы ряда процессов при переработке сернистых нефтей быстро вы­водятся из строя.

Минеральные компоненты нефтей^х

Спектральными исследованиями установлено, что нефти содержат

^хх Минеральные компоненты нефтей излагаются по данным А..4. Карце­ва (1979).

 

большое количество элементов: S, N , Р , В, Ni, J, Si, Са, Fе, V , U , Мg, Na, Al, Mn,Pb, Ag, Cu, Ti, Sn, As и др. Главными минералъными компонентами нефтей является ванадий и никель. Содержание ванадия в высокосернис-тых нефтях достигает 0,04%, а никеля 0,01%, в малосернистых -ванадия не превышает 0,0005%, а никеля 0,0001%. Количественное соотношение меж­ду ванадием и никелем в высокосернистых нефтях превышает единицу,

в малосернистых -. меньше единицы.

Фосфор обнаружен во многих нефтях и содержание его доходит до 0,005-0,009%, Повышенное содержание фосфора приурочено также к сер­нистый нефтях.

Весьма вероятно присутствие в нефтях йода и других галлоидов, од-нако окончательно вопрос не изучен.

Содержание бора в нефтях находился в пределах 0,00n- 0,0n% и так же приурочено к тяжелой смолистой части нефти,

Уран. По данным исследования американских нефтей разных штатов содержание урана в нефтях изменяется от n 10^-8 до n10^-6 %, в золе нефтей от n10^-4 до n10^-2%, т.е. до 10-15 мг на 100 грамм золы. Подобный порядок величин получен и по другим регионам. Уран концентрируется, как прави-ло, в асфальтово-смолистой части нефти.

Следует иметь в виду, что содержание золы в нефтях незначительио – тысячные и сотые доли процента и количество золы увеличивается с уве-личением смолистости нефти.

Таким образом, нефть по своему вещественному составу является очень сложный органическим соединением и в мире не найти двух неф-тей, состав которых совпадал бы в точности. В настоящее время из нефтей выделено более 500 индивидуальных химических соединений и нефть еще полностью не познана. Несмотря на тo, что нефть является очень сложной природной смесью различных веществ, ее средний элементный состав всегда остается более или менее постоянным: С = 83-87%, Н = 12-14%, 0 = 0,5%, S= 0,3-6%, N не превышает 1%. Это объясняется следующими причинами: при определении элементного состава нефти ее минеральные компоненты концентрируются в зольном остатке; различия между отдельными типами нефти определяются характером комбинаций С и Н или типами углеводородов: чем легче нефть, тем меньше она содержит углерода и больше водорода и наоборот (например, легкие парафиновые или метановые нефти содержат водорода 14% тяжелые нафтено-аромати-ческие- 11.5-12%).       

 

Основные физические свойства нефтей (изучить по учебникам, приведенным ниже)

        

90

 

 

 

93 -

Классификация нефтей.

Существуют различные классификации нефтей: химические, геоло­гические, товарные, технологические.

Химические классификации предусматривают выделение классов нефтей по преобладанию в них той или иной группы углеводородов: метановые; метано-нафтеновые; нафтеновые; метано-нафтено-ароматичес-кие; нафтено-ароматические нефти.

Геологическая классификация учитывает не только химический состав нефтей, но такие и геологический возраст отложений, из ко­торых получена нефть, глубину залегания этих отложений и др. признаки.

Товарные и технологические классификации близки между собой и строятся по таким показателям, как содержание фракций, выкипающих при t до 35°С, по содержанию парафина, масел и др.

Согласно действующей в СССР в настоящее время технологической классификация (ГОСТ 9I2-66) все нефти по содержанию серы делятся на 3 класса; малосернистые – S не более 0,5%; сернистые- 0,51 до 2%; высоко-сернистые- более 2$.

По содержанию фракций, перегоняющихся до 350 ^oС, нефти делятся на три типа: T₁ - ие менее 45%; Т₂ - 30-44,9%; T₃ -< З0%.

По потенциальному содержанию базовых масел нефти можно подраз­делить на четыре группы: М₁ - не менее 25% в расчете на нефть; M₂ - 15-25% в расчете на нефть и не менее 45% в расчете на мазут; М₃ - 15-25% в расчете на нефть и 30-45% в расчете на мазут; М₄ -ме­нее 15% в расчете не нефть.

Кроме того, все нефти делятся по качеству базовых масел, оце­нивае-мому индексом вязкости (индекс вязкости - условный показатель, предста-вляющий собой сравнительную характеристику испытуемого масла и эталонных масел) еще на две подгруппы: U₁ - индекс вязкости выше85; U₂- ~ индекс вязкости 40-85. 94-

По содержанию парафина нефти подразделяются на три группы: П₁ – малопарафииовые- не более 1,5%; П₂ - парафиновые 1,51 – 6%; П₃ -высоко-парафиновые - более 6%.

Используя эту классификацию, для любой промышленной нефти мож-но составить шифр. Так например, нефть Жетыбайского месторождения на п-ове Мангышлак получает шифр IТ₂М₃U₁П₃.

По шифру нефти легко составить представление о наиболее рациона-льных путях ее переработки и о возможности замены ею ранее применяв-шейся нефти в данном технологическом процессе.

За рубежом нефть сортируют в основном по плотности и содержанию серы.

Природные_газы.

Среди природных газов, рассматриваемых как полезное ископаемое, принято различать газы угольных, газовых и газонефтяных месторожде­ний.

Газы угольных месторождений представлены в основном метаном, образовавшимся при метаморфизме углей. Другие газы - гомологи мета­на - этан и пропан, водород, сероводород, азот, углекислый газ, играют подчи-ненную роль. Наличие углекислого газа и азота в смеси газов обусловлено в значительной мере газообменом с атмосферой й содержание их увеличи-вается по мере приближения к поверхности зем­ли. В угольных месторож-дениях, приуроченных к областям повышенной сейсмичности, а также к живущим глубинным разломам наблюдается зна­чительный приток углекислого газа и метана с глубин. В угольном пласте в недрах газы нахо-дятся в сорбированном и свободном состоя­ниях. При спаде давления (при разработке угольных пластов) они вы­деляются s горные выработки, созда-вая, таким образом, опасность для ведения горных работ. Содержание ме-тана в угольных пластах достигает в ряде случаев 80-100 м³/т и в настоя-щее время серьезно ставится вопрос о промышленном использовании газа угольных месторождений.

Газы газовых месторождений на 81- 93% состоят из метана, и называются  сухим газом. Иногда содержание метана в природном газе изменяется в довольно широких пределах от 70% (Тарханское м-ние, Оренбургская обл.), до 99,3% (Северо-Ставрополъская залежь). Со­держание гомологов метана в природном газе составляет 4-5%, реже 7-8% (этан 2-4%, реже 7-8%; пропан 0,1-3%, бутан - не более 1% и высших гомологов доли %). В виде примесей в природном газе присутствуют углекислый газ, азот, серо-водород, гелий.

Содержание углекислого газа в общем не превышает 2,5% (за исклю- чением Коробковского месторождения Волгоградской обл., 2,2—11,6% и Березанского месторождения Красноярского края).

Азот в природном газе присутствует в небольших количествах 0,3-5,0% (за исключением единичных случаев - Тарханское месторождение,

12%).

Сероводород в одних месторождениях отсутствует, в других - его содержание в газе достигает 2,5% (Усть-Вилюйокая залежь и др.).

Гелий в природном газе может составлять 1-1,8%, что оказывает­ся выгодным для его выделения из природного газа,'

Газы газонефтяных месторождений представляют собой, смесь угле- водородов, в которых на ряду с метаном содержится до 10-50% тяжелых углеводородов (этан, пропан, бутан и высшие гомологи). Поэтому они называются жирными газами. В подчиненных количествах в них содержат-ся углекислый газ, азот, редкие газы (аргон, гелий),сероводород.

Каждая газонефтяная залежь характеризуется газовым фактором -количеством газа (м³), приходящимся на 1000 кг нефти.

В газонефтяных залежах на больших глубинах (при высоких давле­ниях более 3 - 10 Па и температуре 80-10О°С и выше) углеводороды С₅ и выше переходят в газовое состояние и растворяются в сжатом газе. В результате образуется газоконденсатная залежь. При спаде давления и температуры углеводороды C₅ и выше вновь переходят в жидкое состояние (ретроградная или обратимая способность) и назы­ваются конденсатом. Со-держание конденсата может достигать 25% (весовых). Обычно содержа-ние конденсата выражается в кубических сантиметрах на I м³ газа. Конден-сат может состоять на 30-70% из метановых углеводородов, на 30-50%- из нафтеновых и на 5-30%- из ароматических углеводородов.

Количество конденсата в Ставропольской залежи составляет 150-180 ом³/»⁰, Карадагском месторождении - 110-220 сн³/м³.

После отделения конденсата состав газов газоконденсатных место­ро-ждений близок по составу к сухим газам.

Семинар по теме: Вещественный состав и основные свойства нефти и природного газа

Вопросы для обсуждения

1.Вещественный состав нефти.

2.Основные свойства нефти (в процесса обсуждения продемонстриро-вав учебные коллекции нефтей различного углеводородного состава),

3.Классификация нефтей. На чем основана промышленная классифи-кация нефти. Что такое шифр нефти? Составить качественную характерис­тику нефтей на основании шифров, выданных преподавателем.

4.Состав природных газов газовых_е нефтяных и газоконденсатных месторождений (показать на конкретных примерах).

Литература

1.Кравцов А.И. Основы геологии горючих ископаемых. М., «Высшая школа», 1966₈ о. 9B-I04, 178-182.

2.Кравцов А.И. Горючие полезные ископаемые их поиски и разведка,

М., «Высшая школа», 1970, с, 130-134, 93-102, 3.

3.Еременко Н.А. Геология нефти и rазa, М., «Недра», 1968, с. 66-84

 

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №8.

РАЗМЕЩЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В ПРЕДЕЛАХ СССР

Цель работы: знакомство с современным состоянием региональной нефтегазоносности СССР.

Общие сведения.

При региональном районировании нефтегазоносности СССР среди исследователей нет единого мнения в однозначности и соподчиненности используемой терминологии: нефтегазоносные провинции, зоны, об­ласти, бассейны, районы и т.д. В данной работе за основную единицу региональ-ного районирования принят нефтегазоносный бассейн; под нефтегазоно-сным бассейном следует понимать территорию развития осадочных толщ, сформировавшихся в определенном геотектоническом режиме, состав и

строение пород которых обусловливают накопление и сохранность промыш-ленных скоплений нефти и газа. Внутри бассейна в соответствии с особен-ностями локального геологического строения отдельных его частей выделя-ется области, в пределах областей – районы, месторождения.

При формирование нефтегазоносных бассейнов ведущими факторами являются: тектонический, т.е. приуроченность бассейнов к крупный струк-турным элементам земной коры (платформы, геосинклинальные области) и литолого-фациальный состав толщи.

Анализ современного распределения нефтегазоносных бассейнов в пределах СССР показал, что преобладающая часть месторождений приуро-чена к платформам, местам сочленения геосинклинальных областей с платформами (предгорные прогибы, межгорные впадины, области по-гружения складчатых систем). Основываясь на этом, Серегин A.M. и др.(1977) выделяют шесть типов нефтегазоносных бассейнов^х).

I. Внутриплатформенные бассейны приурочены к синеклизам, грабенам, авлакогенам, валообразным поднятиям платформ, а также связаны с солянокуполъной тектоникой.

II. Эпиплатформенно-орогеиные бассейны приурочены к местам акти­ви-зации эпипалеозойских платформ и связаны с брахиантиклинальными складками.

III. Складчато-платформенные бассейны приурочены к местам проги-­
бания на стыке платформ и геосинклинальных (складчатых) сооружений
и связаны в основном с брахиоантиклинальными складками, сводовыми
поднятиями, валами, флексурными зонами, зонами выклинивания и стра-
тиграфических несогласий с рифогенными массивами и соляными купо-лами.

1У. Внутрискладчатые бассейны приурочены к местам прогибания в складчатых поясах (межгорные впадины) и связаны с линейными антиклина-льными зонами, локальными брахиантиклиналями, региональным выклини-ванием, стратиграфическими несогласиями и тектоническим экранировани-ем.

У. Периокеаничеекие бассейны приурочены к переходной зоне от оке-ана к континенту на сопряжении с островными дугам и связаны с брахианти-клинальными складками, сгруппированным в несколько анти­клинальных зон.                                                    

У1. Периконтинентальные бассейны приурочены к областям прогиба-ния на стыке подводной окраины континентов и океанической структуры, когда континент втягивается в погружение. Эти бассейны формиру­ются в краевых частях шельфовых плато, под континентальным склоном и подножием.

^х)Выделенные типы бассейнов и их краткая характеристика дается по Серегину А.М., Соколову Б.А., Бурлину Ю.К. «Основы региональной нефтегазоносности СССР», изд. МГУ, 1977.

                                  

Порядок выполнения  работы.

1.На бланковую нарту СССР со схемой тектонического районирования

нанести приведенные в списке месторождения нефти (залитый знак) и газа (пустой знак), проставить номер месторождения по списку. Рядом в виде дроби показать возраст продуктивных отложений, напри­мер J₃/J₂. Контур бассейна показать сплошной линией.

2.Составить краткую записку на 2-3 страницы о нефтегазоносности од-ного из бассейнов (по заданию преподавателя), где отразить: площадь, грани-цы бассейна, его геологическое строение, литолого-фациальный состав отло-жений, продуктивные горизонты, тип залежей. При составлении заключения использовать библиографию [7, 8].

Список основных нефтегазоносных бассейнов CC С P

I. Внутриплатформенные бассейны                    

Бассейны древних (докембрийских) платформ

Прибалтийский бассейн: 1. Красноборское месторождение, 2. Ушаковское, 3. Славинское.

Припятский бассейн: 4. Речицкое, 5. Тишковское.

Днепровско-Донецкий бассейн: 6. Шебелинское, 7. Зачепилов-ское, 8. Качановское.

Бассейны молодых (эпипалеозойских) платформ.

Западно-Сибирский бассейн: 9.Березовское месторождение, 10.Пунгинское, 11.Шаимское, 12. Елизаровское, 13. Правдинс-кое, 14.Мамонтовское, 15. Усть- Балыкское, 16. Самотлорское, 17. Муканское, 18. Межовское, 19. Комсомольское, 20.Губкинское, 21. Юбилейное, 22. Уренгойское. 23. Тазовс-кое, 24. Заполярное, 25. Русское, 26. Арктическое, 27.Новопор-товское, 28.Зимнее, 29.Озерное, 30. Рассохинское.

Южно-Мангышлакский бассейн: 31. Тюленджинское месторо-ждение, 32.Жетыбай, 33. Тенгизское.

Чу-Сарысуйский бассейн: 34.Придорожное, 35.Жаркумское, 36.Айрактинское.

II. Эпиплатформенно- орогенные бассейны.

Ферганский бассейн: 37.Кимское месторождение, 38.Нефтебад, 39.Северный Сох, 40, Павлонташ, 41.Андижан, 42.Кушанское, 43.Майлису-IV, 44.избаскентское.

Афгано-Таджикский бассейн: 45.Хаудаг, 46.уч.Кызыл, 47.Аму-Дарьинское, 48.Шаамбары, 49.Кызыл-Тумшук, 50.Ляль-Микар, 51. Комсомольское.

III.Складчато-платформенные бассейны.

Бассейн сочленения молодых (или разновозрастных) платформ и альпийских складчатых сооружений.

Терско-Каспийский бассейн: 52.Промысловское месторожде-ние, 53.Олейниковское, 54.Озек-Саут, 55.Русский хутор, 56.Величаевское, 57.Равнинное, 58.Максимокумское, 59. Северо-Ставропольское, 60. Грачевское, 61. Козинское, 62. Благодарненское, 63.мирненское, 64.Журавское, 65.Малгобекс-кое, 66.Октябрьское, 67.Старо-Грозненское, 68.Северо-Вознесен-ское, 69.Южно-Вознесенское, 70.Дагестанские Огни, 71.Махач-калинское, 72.Избербашское, 73.Южно-Буйнакское.

Каракумский бассейн: 74.Газли, 75. Таш-Кудукское, 76.Караба-ирское, 77.Култакское, 78.Майское, 79.Байрамалийское, 80.Акку-инское, 81.Чалджулбинское, 82. Ишихское, 83.Гумбулак, 84.Адамташ, 85.Карачонское. 86.ислимское, 87.Джуминское, 88.Ангот.

Азово-Кубанский бассейн: 89. Раошоватское месторожде-ние., 90.Александровское, 91. Усть-Лабинское, 92. Березан-ское, 93.Староминское, 94. Ширванское, 95.Ново-Дмитров-ское, 96. Анастасиево-Троицкое, 97. Куйбышевское, 98.При-озерное, 99. Мало-Бабчинское.

Сев e р o -Черноморский бассейн: 100. Голицинское, 101.Стре-лковское, 102.Джанкойское, 103. Глебовское, 104. Октябрь-ское.

Предкарпатский бассейн: 105.Бориславское месторождение,

106. Сходницкое, 107. Бильче-Волицкое, 108.Угерское, 109.

Рудки, 110.Спасское.

Бассейн сочленения древних платформ и мезозойских складчатых сооружений.

Ленско-Вилюйский бассейн: III.- Средневилюйское место-рождение, 112, Маастехское, 113. Неджелинское, 114.Бода-ранское, 115. Собохаинское, 116. Усть-Вилюйское.

Бассейн сочленениядревних платформ и герцинских складчатых сооружений.

Волго-Уралъский бассейн: 117.Железненское месторожде-ние, 118.Большой Арлан, 119.Новоелховское, 120.Туйма-зинское, 123.Мухановское, 124.Покровское, 125. Кулешов-ское, 126. Оренбургское, 127.Ишимбайское, 128.Кончурин-ское, 129. Шубаркудское, 130.Доссор, 131. Каратон, 132. Прорва.

Тимано-Печорский бассейн: 133. Ярегское месторождение, 134. Чибьюсское, 135. Нибельское, 136. Нижнеомринское, 137. Пашнинское, 138. Лузское, 139. Печоро-Городское, 140.Усинское, 141. Возейское, 142. Вуктыльское.

Бассейн сочленениядревних платформ и байкальских складчатых сооружений.

Прибайкало-Ленский бассейн: 143.Марковокое месторож-дение, 144. Ярактинское.

 

 

IV. Внутрискладчатые бассейны

Бассейны альпийской складчатости

Южно-Каспийский бассейн: 145.Бибиэйбат, 146.Бинагады, 147, Сухаранское, 148. Песчаный, 149. Артема, 150. Нефтя­ные Камни, 151. Кюробдаг, 152.Карабанен, 153. Баба-Занан, 154. Челекен, I55. Небитдаг, I56. Кызылкум, 157. Окаремское месторождение.

Бассейны кайназойской  (тихоокеанской) складчатости: Анадырский, Хатырский, Пенжинский (изучены слабо).

Бассейны мезозойской складчатости:

Моря Лаптевых, Восточно-Сибирского моря (изучены слабо),

V.Периокеанические бассейны;

Сахалино-Охотский бассейн:158. Календинское месторождение,

159. Охинское, 160. Восточно-Эхабинское, 161. Паромайское, 162. Волченскoe, 163. Восточно-Дагинское, 164. Окружное. Южно-Охотский бассейн: 165. Восточно-Луговское месторожде-иие (газ) - зал, Анива.

VI .Периконтинентальные бассейны.

Край шельфа Баренцового моря, моря Лаптевых, Восточно-Си­бирского и Чукотского морей.

 

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 9

ТВЕРДЫЕ БИТУМЫ

Цель работы:

1. Познакомиться с основными представителями твердых битумов (про-смотр учебной коллекции).

2.Проанализировать размещение месторождений и проявлений твер­дых битумов в пределах СССР.

 

⇐ Предыдущая12345678Следующая ⇒

Поделиться: