ЛИТОЛОГИЯ

Мощность, м

Нефтегазоносность

Аллер

Красные соленосные глины, ангидриты, каменная соль

40-200

—

Лейне (Плитчатый Доломит)

Серые соленосные глины, ангидриты, каменная соль, доломиты

400-600

Промышленная нефтегазоносность

Стасфурт

(Главный

Доломит)

Горючие сланцы, доломиты, ангидриты, каменная и калийная соли

500-600

Основные залежи газа, залежи нефти и конденсата

Верра

Медистые сланцы, известняки, ангидриты, каменная и калийная соли

400

Серия

ЛИТОЛОГИЯ

Мощность, м

Нефтегазоносность

Аллер

Красные соленосные глины, ангидриты, каменная соль

40-200

—

Лейне (Плитчатый Доломит)

Серые соленосные глины, ангидриты, каменная соль, доломиты

400-600

Промышленная нефтегазоносность

Стасфурт

(Главный

Доломит)

Горючие сланцы, доломиты, ангидриты, каменная и калийная соли

500-600

Основные залежи газа, залежи нефти и конденсата

Верра

Медистые сланцы, известняки, ангидриты, каменная и калийная соли

400

ТАБЛИЦА LU

ТАБЛИЦА LU

Схема расчленения цехштейна

Схема расчленения цехштейна

ЦЕРЕЗИНЫ — твердые алканы, в основном разветвленные (с одной-двумя метильными группами в цепи), с примесью длинноцепочечных УВ, содержащих циклановое или ареновое ядро. По сравнению с парафинами той же молекулярной массы Ц характеризуются более низкими температурами плавления. В нефтяных парафинах Ц. обычно присутствуют в виде примесей, однако твердые УВ некоторых циклановых нефтей практически полностью представлены Ц. Основной природный источник Ц. — озокериты.

ЦЕТАН (гексадекан) — н-алкан С1бН34. Гпл = 18,14 °C; Ткип = 286,5 °C; пл. 0,77335. Содержание Ц в'нефти до 2,5 %. Ц. используется как эталон для оценки качества дизельного топлива, выражаемого в цетановых числах. Цетановым числом называется процентное (по объему) содержание цетана в смеси с а-метилнафталином, эквивалентное по самовоспламеняемости испытуемому топливу в стандартных условиях. Наивысшими центано-

выми числами обладают алканы нормального строения.

ЦЕХШТЕЙН ОТДЕЛ (серия)—распространен в Центральной и Сев.- Зап. Европе (ПНР, ГДР, ФРГ, Нидерланды, Бельгия). В типовых разрезах ГДР и ФРГ делится на четыре серии (табл. Ц.1). Мощность от 150— 900 (Нидерланды) до 1500—1600 м (ГДР, ФРГ). Относится к верхней перми (соответствует более или менее верхнему отделу пермской системы СсСР). Регионально нефтегазоносен. К Цехштейну приурочены основные залежи газа месторождения Слох- терн-Гронинген.

ЦЗИЛЮЦЗИН СВИТА — распространена в Сычуаньском бассейне (Юж. Китай). Представлена переслаиванием темно-серых глин, песчаников и известняков, которые в средней части разделяются толщей лилово-красных глин с прослоями песчаников. Мощн. от 400 до 700 м. Относится к верхней юре. Является основной нефтеносной толщей Сычуаньского бассейна. Содержит шесть продуктивных горизонтов, приуроченных к песчаникам и известнякам.

ЦЗЯЛ ИНЦЗЯН СВИТА — распространена в Сычуаньском бассейне (Юж. Китай). Представлена светлосерыми известняками и доломитами с пачками глин, ангидритов и каменной соли. Мощн. от 500 до 1000 м, обычно около 600 м. Относится к среднему триасу. Является основным газоносным комплексом Сычуаньского

бассейна. Содержит три продуктивных горизонта известняков. Получены также притоки нефти и конденсата. ЦИКЛ — см. цикличность.

ЦИКЛ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЙ — отрезок геологической истории подземных вод, который начинается с тектонического погружения, осадконакопления и отжатия седиментоген- ных вод (элизиопный этап), охватывает последующее поднятие территории, денудацию и проникновение в резервуар инфильтрационных вод (инфильтрационный этап), иногда включает в себя внедрение и излияние магмы с выделением ювенильных вод (магматогенный этап) и заканчивается периодом новой трансгрессии моря, от которой ведет начало следующий Ц. г.

ЦИКЛ ТЕКТОНИЧЕСКИЙ АЛЬПИЙСКИЙ — охватывает мезозойско-кайнозойский или позднепалеозой- ско-кайнозойский периоды развития земной коры. Наиболее полно проявляется в геосинклиналях. По возрасту складчатости выделяют: раннеальпийский, позднеальпийский и альпийский (без уточнения) циклы тектогенеза. В пределах СССР, в Тихоокеанском поясе раннеальпийский Ц. т. развивался в период от поздней юры дб эоцена (олигоцена) (длительность 85—120 млн. лет); позднеальпийский Ц. т. — от позднего мела до плиоцена (83—86 млн. лет); Ц. т. а. сквозного развития — от поздней юры до плиоцена (155 млн. лет). В Средиземноморском поясе Ц. т. а. охватывал период времени от позднего триаса до палеогена (180—200 млн. лет) или от позднего палеозоя до палеоцена (до 300 млн. лет). Ранняя и средняя стадии геосинклинального развития занимают 60—88 % (преобладает 74 %) общего времени формирования Ц. т. а.; на позднегеосинклинальную стадию приходится от 12 до 40 % (преобладает 26 %) длительности Ц. т. а. Отложения данного цикла включают в себя до 55 % выявленных запасов УВ. ЦИКЛ ТЕКТОНИЧЕСКИЙ БАЙКАЛЬСКИЙ — охватывает период развития земной коры от среднего или раннего протерозоя до конца ри- фея или раннего кембрия. По возрасту складчатости выделяют Ц. т. б. со складчатостью в рифее и Ц. т. б. со складчатостью в раннем кембрии.

Длительность формирования Ц т б 1200—2000 млн. лет Отложения, сформировавшиеся в завершающие этапы Ц. т. б., могут содержать промышленные скопления УВ.

ЦИКЛ ТЕКТОНИЧЕСКИЙ ГЕР- ЦИНСКИЙ — охватывает период развития земной коры от девона или ордовика до перми, триаса или до ранней юры. По времени завершения складчатости выделяют Ц. т. г. со складчатостью допермской, дотриасо- вой и триасово-раннеюрской. В зап. и юго-зап. регионах СССР (Уральская, Южно-Тяньшаньская, Донецкая и др. системы) длительность развития Ц. т. г. 130—260 млн. лет; в центральных регионах (Обь-Зайсанская, Балхашская, Салымская и др. системы) около 100 млн. лет; в вост, регионах (Даурская, Джагдинская и др. системы) от 80 до 180 млн. лет. С отложениями, сформировавшимися в течение цикла, связано не менее 35 % выявленных запасов УВ-сырья.

ЦИКЛ ТЕКТОНИЧЕСКИЙ КАЛЕДОНСКИЙ — охватывает период развития земной коры от кембрия или рифея до конца силура или до начала среднего девона. Большинство каледонских геосинклинальных систем ведут свою историю с кембрия. Встречаются и более древние геосинкли- нальные комплексы каледонид. Например, внутренняя зона Центральноказахстанской системы формировалась с рифея. По возрасту складчатости выделяют Ц. т. к. с завершением до среднего ордовика (салаир- ский), с завершением в конце силура, до среднего девона, а в Горном Алтае (исключительный случай—с завершением в дофаменское время). Длительность Ц. т. к. 150—1100 млн лет. С отложениями каледонского цикла связано до 5 % выявленных запасов УВ. ЦИКЛ ТЕКТОНИЧЕСКИЙ МЕЗОЗОЙСКИЙ (Тихоокеанский)—охватывает период развития земной коры с девона, карбона или перми до раннего или позднего мела. По возрасту складчатости выделяют Ц. т. раннемезозойский (верхоянский) — нижнемеловой и позднемезозойский (сихотэа- линский, ларамийский) — верхнемеловой. Длительность развития Ц. т раннемезозойского 140—220 млн. лет, Ц. т. позднемезозойского 310—320 млн. лет. Отложения, сформированные в

УглеводородыФормулаПлотность, г/см3т °CКИП’гпл, °сПоказатель преломления HqЦиклопентанс,Ню0,745449,3—94,41,4065Метилциклопентанс8н120,748671,81-142,451,4097ЦиклогексанС«Н,20,778580,74+6,551,4262ЭтилциклопентанС,Нн0,76647103,46-138,441,41981,1 - Диметилциклопентанс,Ни0,754587,85-69,731,4136цис-1,2-ДиметилциклопентанСгНи0,772699,53-53,851,4222транс-1,2-ДиметилциклопентанС7Ни0,751491,9-117,571,4120МетилциклогексанС,Ни0,7694100,93-126,571,4231ПропилциклопентанС8Н160,7763130,95-117,341,4263Этилциклогексанс8н160,7879131,78— 111,31,43301,1 - ДиметилциклогексанС8Н160,7809119,54—33,541,4290цис-1,2-Диметилциклогексанс,н180,7963129,73-50,01,4360транс-1,2-Диметилциклогексанс,н,«0,7760123,42-88,181,4270цис-1,3-Диметилциклогексанс,Ню0,7660120,09-75,561,4229транс-1,3-ДиметилциклогексанС8Н1в0,7847124,45-90,11,4309ПенталанС8Ни0,8626132,75-30,01,4625(18°С)(18 °C)Гидринданс9н180,8815 (20,7 °C)160—1,4629АдамантанCioHie1,07—+2691,568ДекалинС|0Н180,897194,6-4321*4811УглеводородыФормулаПлотность, г/см3т °CКИП’гпл, °сПоказатель преломления HqЦиклопентанс,Ню0,745449,3—94,41,4065Метилциклопентанс8н120,748671,81-142,451,4097ЦиклогексанС«Н,20,778580,74+6,551,4262ЭтилциклопентанС,Нн0,76647103,46-138,441,41981,1 - Диметилциклопентанс,Ни0,754587,85-69,731,4136цис-1,2-ДиметилциклопентанСгНи0,772699,53-53,851,4222транс-1,2-ДиметилциклопентанС7Ни0,751491,9-117,571,4120МетилциклогексанС,Ни0,7694100,93-126,571,4231ПропилциклопентанС8Н160,7763130,95-117,341,4263Этилциклогексанс8н160,7879131,78— 111,31,43301,1 - ДиметилциклогексанС8Н160,7809119,54—33,541,4290цис-1,2-Диметилциклогексанс,н180,7963129,73-50,01,4360транс-1,2-Диметилциклогексанс,н,«0,7760123,42-88,181,4270цис-1,3-Диметилциклогексанс,Ню0,7660120,09-75,561,4229транс-1,3-ДиметилциклогексанС8Н1в0,7847124,45-90,11,4309ПенталанС8Ни0,8626132,75-30,01,4625(18°С)(18 °C)Гидринданс9н180,8815 (20,7 °C)160—1,4629АдамантанCioHie1,07—+2691,568ДекалинС|0Н180,897194,6-4321*4811Физические свойства циклановФизические свойства циклановТАБЛИЦА Ц.2ТАБЛИЦА Ц.2течение Ц. т. м., иногда содержат скопления УВ.

Углеводороды

Формула

Плотность, г/см3

т °C

КИП’

гпл, °с

Показатель преломления Hq

Циклопентан

с,Ню

0,7454

49,3

—94,4

1,4065

Метилциклопентан

с8н12

0,7486

71,81

-142,45

1,4097

Циклогексан

С«Н,2

0,7785

80,74

+6,55

1,4262

Этилциклопентан

С,Нн

0,76647

103,46

-138,44

1,4198

1,1 - Диметилциклопентан

с,Ни

0,7545

87,85

-69,73

1,4136

цис-1,2-Диметилциклопентан

СгНи

0,7726

99,53

-53,85

1,4222

транс-1,2-Диметилциклопентан

С7Ни

0,7514

91,9

-117,57

1,4120

Метилциклогексан

С,Ни

0,7694

100,93

-126,57

1,4231

Пропилциклопентан

С8Н16

0,7763

130,95

-117,34

1,4263

Этилциклогексан

с8н16

0,7879

131,78

— 111,3

1,4330

1,1 - Диметилциклогексан

С8Н16

0,7809

119,54

—33,54

1,4290

цис-1,2-Диметилциклогексан

с,н18

0,7963

129,73

-50,0

1,4360

транс-1,2-Диметилциклогексан

с,н,«

0,7760

123,42

-88,18

1,4270

цис-1,3-Диметилциклогексан

с,Ню

0,7660

120,09

-75,56

1,4229

транс-1,3-Диметилциклогексан

С8Н1в

0,7847

124,45

-90,1

1,4309

Пенталан

С8Ни

0,8626

132,75

-30,0

1,4625

(18°С)

(18 °C)

Гидриндан

с9н18

0,8815 (20,7 °C)

160

—

1,4629

Адамантан

CioHie

1,07

—

+269

1,568

Декалин

С|0Н18

0,897

194,6

-432

1*4811

Углеводороды

Формула

Плотность, г/см3

т °C

КИП’

гпл, °с

Показатель преломления Hq

Циклопентан

с,Ню

0,7454

49,3

—94,4

1,4065

Метилциклопентан

с8н12

0,7486

71,81

-142,45

1,4097

Циклогексан

С«Н,2

0,7785

80,74

+6,55

1,4262

Этилциклопентан

С,Нн

0,76647

103,46

-138,44

1,4198

1,1 - Диметилциклопентан

с,Ни

0,7545

87,85

-69,73

1,4136

цис-1,2-Диметилциклопентан

СгНи

0,7726

99,53

-53,85

1,4222

транс-1,2-Диметилциклопентан

С7Ни

0,7514

91,9

-117,57

1,4120

Метилциклогексан

С,Ни

0,7694

100,93

-126,57

1,4231

Пропилциклопентан

С8Н16

0,7763

130,95

-117,34

1,4263

Этилциклогексан

с8н16

0,7879

131,78

— 111,3

1,4330

1,1 - Диметилциклогексан

С8Н16

0,7809

119,54

—33,54

1,4290

цис-1,2-Диметилциклогексан

с,н18

0,7963

129,73

-50,0

1,4360

транс-1,2-Диметилциклогексан

с,н,«

0,7760

123,42

-88,18

1,4270

цис-1,3-Диметилциклогексан

с,Ню

0,7660

120,09

-75,56

1,4229

транс-1,3-Диметилциклогексан

С8Н1в

0,7847

124,45

-90,1

1,4309

Пенталан

С8Ни

0,8626

132,75

-30,0

1,4625

(18°С)

(18 °C)

Гидриндан

с9н18

0,8815 (20,7 °C)

160

—

1,4629

Адамантан

CioHie

1,07

—

+269

1,568

Декалин

С|0Н18

0,897

194,6

-432

1*4811

Физические свойства цикланов

Физические свойства цикланов

ТАБЛИЦА Ц.2

ТАБЛИЦА Ц.2

ЦИКЛАНЫ (циклоалканы, циклопарафины, нафтеновые, полиметиленовые УВ) — класс насыщенных циклических УВ. Циклы У В этого класса построены из трех и более метиленовых (—СН2—) групп. Наиболее устойчивы циклы, содержащие пять и шесть метиленовых групп — пентаметилены (циклопентаны) и гексаметилены (циклогексаны), широко представленные в нефтях и битумоидах РОВ пород. Ц. с одним циклом в мо- ,лекуле называются моноциклическими Ц.; с двумя, тремя и большим числом циклов в молекуле соответственно бициклическими, трициклическим и полициклическими Ц. Общая формула моноциклических цикланов СпНгп, бициклических — СдН2я_2, трициклических — СдН2я_4 и т. д. Физические свойства цикланов представлены в табл. Ц.2. По плотности, температуре кипения и показателю преломления Ц. занимают промежуточное положение между алканами и аренами с тем

же числом углеродных атомов в молекуле. Эти особенности У В разных классов используются для определения группового и структурно-группового состава фракций нефти и масел битумоидов. По многим химическим свойствам Ц. подобны алканам. Они довольно устойчивы к химическим воздействиям. Термические и термокаталитические превращения Ц. в зависимости от условий и катализатора могут сопровождаться изомеризацией боковых цепей и циклов, разрывом углерод-углеродных связей, деструктивным гидрированием, дегидрированием и ароматизацией. Специфической реакцией Ц. является перераспределение водорода между молекулами одного и того же вещества (диспропорционирование).

Содержание Ц. в нефтях и битумоидах ОВ пород колеблется в широких пределах (25—75 %). Почти все нефти с высоким содержанием Ц. связаны с бассейнами молодой альпийской складчатости и залегают в отложениях палеоген-неогенового воз-

раста (нефти Азербайджана, Сахалина, Калифорнии, Аляски, Венесуэлы и т. д.). В многопластовых месторождениях содержание Ц. обычно падает от верхних горизонтов к нижним. Моноциклические Ц. бензиновых фракций представлены преимущественно метилзамещенными циклопентанами и циклогексанами. Ц, содержащие два заместителя при одном углеродном атоме кольца (гем-заме- щенные Ц.), встречаются в незначительном количестве. Бициклические Ц., присутствующие во фракциях нефти от 160 °C, представлены большой группой УВ с различным строением циклов. Простейшие ' бициклические Ц., найденные в нефтях, — декалин, пенталан, гидриндан и их гомологи. Из трициклических Ц. идентифицированы адамантан [трицикло (3,3,1,1s»7)- декан] и его гомологи.

Среди полициклических Ц. в нефтях и битумоидах ОВ обнаружены гаммацеран, фриделан, лупан и др. аналоги природных циклических политерпенов и стеринов, относящиеся к группе так называемых хемофосси- лий, явно биологического происхождения ^терпаны, гопаны, стераны,, по- литерпаны и т. д.). Эти соединения, как предполагают, являются основными носителями оптической активности нефти. Хемофоссилии такого типа составляют относительно небольшую часть Ц. нефтей и битумои- дов ОВ пород. Большая часть Ц., особенно гомологи циклопентана, не имеет структурных аналогов в живом веществе. Происхождение этих Ц., как и большинства УВ др. классов, вероятнее всего, связано с превращением под действием катализаторов типа природных алюмосиликатов алифатических жирных кислот, входящих в состав липидов. Циклизация и поликонденсация ненасыщенных и насыщенных карбоновых кислот на ранних стадиях преобразования ОВ приводят к образованию сложной трехмерной макромолекулы керогена, содержащей наряду с алкановыми и ареновыми циклопентановые и циклогексановые структуры. При термической и термокаталитической деструкции керогена в условиях катагенеза образуется смесь УВ, содержащая Ц. Многие Ц. находят применение в промышленности. Большая часть их по

лучается путем синтеза, из-за трудностей выделения чистых Ц. из нефти. Масленые фракции нефтей с высоким содержанием Ц. (эмбинские нефти) являются сырьем для получения высококачественных смазочных масел. ЦИКЛИЧНОСТЬ — периодичность в направленном развитии тектоносферы, выражающаяся в многократном повторении сходных геологических' процессов (циклов) разного масштаба (порядка), в ходе которых формируются с теми или иными вариациями сходные комплексы осадочных и маг^атогенных образований. Существующая в начале наиболее крупных цикдов конфигурация в расположении платформ и геосинклиналей к концу циклов кардинально изменяется, ина месте больших геосинклиналей возникают платформенные области. Выделяются циклы различных порядков. Циклы I порядка (мегацикл) имеют продолжительность 600—650 млн. лег и более (рифейский, фанерозойский). Длительность циклов II порядка, исчисляемая от времени заложения геосинклинали до момента проявления главной фазы складчатости, колеблется в пределах 150—240 млн. лет. Эти циклы отвечают альпийскому, герцинскому, каледонскому и более древним этапам развития геосинклиналей, и им соответствуют определенные вулканогенно-осадочные комплексы (ряд формационный). Циклы III порядка имеют длительность 30—‘ 40 млн. лет. Могут быть циклы и много короче, в том числе не приводящие к перестройке тектонического плана. Отдельные циклы низшего порядка являются стадиями циклов более высокого порядка. Если циклы высокого порядка приводят к формированию крупных геологических, тел (группы формаций, формации, субформации), в образовании которых- решающую роль играют колебательные тектонические движения, то в образовании комплексов отложений, соответствующих циклам более низкого порядка, все большую роль начинают играть колебания палеогеографических, главным образом климатических (вплоть до сезонных), условий седи- ментогенеза.

Общая цикличность всех геологических процессов, которая наиболее ярко выражена в геосинклинальных си-

стемах, обусловливает цикличность процесса нефтегазообразования. Если исходить из того, что для образования нефти и газа необходимы прежде всего наличие РОВ в глинистых породах и достаточно большие глубины погружения (мощности перекрывающих отложений), обеспечивающие достижение нефтегазоматеринскими глинами нужных температурных рубежей, то можно сказать, что даже кратковременные циклы (длительностью в первые млн. лет) в подвижных областях характеризуются широким развитием процессов нефтегазообразования. В то же время в платформенных условиях процесс формирования нефтегазоматеринских свит сильно растянут во времени и занимает, как минимум, цикл II порядка. Лишь в этом случае успевают накопиться осадочные толщи нужной мощности.

Менее четко выражена Ц. процесса нефтегазонакопления, для реализации которого кроме всего прочего необходимы благоприятные условия эмиграции, аккумуляции УВ и сохранения их скоплений. Если в геосинклиналях процесс эмиграции УВ из нефтегазоматеринских свит и формирования их скоплений развиты не менее широко, чем процессы нефтегазогенерации на всех этапах развития, то условия, благоприятствующие длительному сохранению скоплений УВ возникают лишь на поздних стадиях развития геосинклинали во внутренних впадинах и краевых прогибах. На платформах весь комплекс благоприятных условий возникает одновременно с появлением нефтегазоматеринских свит и существует все время, а распределение залежей в разрезе подчиняется в основном ритмичности в чередовании проницаемых (коллекторы) и слабопроницаемых (покрышки) пород. До 60 % выявленных запасов УВ связаны с альпийским циклом, 35 %—с герцин- ским и около 5 % — с каледонским. ЦИКЛИЧНОСТЬ РЕЛЬЕФООБРА- ЗОВАНИЯ — явление, обусловленное цикличным характером проявления геологических процессов. Некоторую роль играют также циклические колебания климата. Изменения интенсивности и направленности тектонических процессов вызывают периодическое возникновение новых генераций рельефа — сначала контрастного, рас

члененного, затем денудационно выравненного. Ц. р. отражается и в цикличном характере осадочных толщ, коррелятных этим генерациям рельефа. Такие толщи обычно начинаются с грубообломочных отложений, которые переходят в более тонкозернистые и завершаются часто корой выветривания либо ее эквивалентами в морских осадках.

Выделяются геоморфологические циклы разных порядков: 450—600; 180—220; 70—100; 30—50, 20 млн. лет; 20—40, 1,7—2,2 и 1,0 тыс. лет и более мелкие. Для крупных циклов хорошо прослеживается отмеченная выше закономерность: расчлененность рельефа в начале цикла и выравнивание— в конце. Наиболее четко на обширных пространствах и в удаленных друг от друга районах выделяются генерации рельефа следующих циклов: ранне-среднеюрский, позднеюрский — раннемеловой, позднемеловой— эоценовый, олигоценовый, раннеплиоценовый, среднеплиоценовый — четвертичный. Генерации рельефа последнего цикла благодаря лучшей сохранности четко подразделяются по циклам более низких порядков. Основной причиной цикличности релье- фообразования следует считать сочетание теократических (изменение емкости океанических впадин) и эпейроге- нических движений, которое приводит к непрерывно-прерывистым ритмичным колебаниям общего базиса эрозии ЦИКЛОГЕКСАН — моноциклический циклан С6Н12, первый член гомологического ряда циклогексанов. По физическим свойствам Ц. представляет собой бесцветную, подвижную горючую жидкость. Гкип = 80,74 °C; ТПл = = 6,55 °C; пл. 0,7785. Содержание Ц. и его гомологов в бензиновой фракции (начало кипения—125 °C) от 10 до 40 %. Среди гомологов Ц., присутствующих в этой фракции, в наибольшем количестве находятся метилциклогексан и ^ис-1,3-диметилциклогек- сан. Доля самого Ц. достигает 3 % на фракцию. Основная масса Ц, используемого в промышленности, получается гидрированием бензола ЦИКЛОПАРАФИНЫ —см. цикланы. ЦИКЛОПЕНТАН — моноциклический циклан С5Н10, первый член гомологи-* ческого ряда циклопентанов. По физическим свойствам Ц. представляет

собой бесцветную, подвижную легко- кипящую (Гкнп = 49,3 °C, Гпл = = —94,4 °C, пл. 0,7454) горючую жидкость. Содержание Ц. и его гомологов в бензиновой фракции (начало кипения — 125 °C) составляет от 10 до 70 %. Среди гомологов Ц. С6—С7 в наибольших количествах обычно при- еутствуют 1,3-диметилциклопентан; 1,2-диметилциклопентан и метилциклопентан. Доля самого Ц. обычно не превышает 4 % на фракцию. Наиболее высокое содержание гомологов Ц. свойственно обычно нефтям, залегающим в отложениях палеоген-неогено- вого возраста на сравнительно небольших глубинах.

ЦИРКОН — минерал, ZrSiO<. Тв. 6,5. Пл. 4,0—5,1. Образуется преимущественно в кислых и щелочных изверженных породах. В осадочных породах ал- лотигенный акцессорий. Весьма устойчивый (см. минералогия терригенная). ЦОИЗИТ — минерал метаморфических пород, силикат сложного состава. Тв. 6—6,5. Пл. 3,36. В осадочных породах аллотигенный акцессорий. Умеренно устойчивый.

ЦУСИМСКАЯ НЕФТЕГАЗОПЕРСПЕКТИВНАЯ ОБЛАСТЬ — располагается в юж. части акватории Японского моря. Область слабо изучена. Поисково-разведочное бурение начато в 1971 г. К 1983 г. в разных частях области пробурено девять скважин. В скважине Фукуе-1, расположенной в юж. части НГО, получены нефтега- зопроявления, в скважине Хамада-1, пробуренной в вост, части, отмечено газопроявление. Область связана с краевым прогибом, сформированным на стыке докембрийской Северо-Китайской платформы и области кайнозойской складчатости Японии. Степень закрытости по площади средняя. Площадь составляет 117 тыс. км2, длина 390, ширина 300 км. Объем осадочного выполнения кайнозойского возраста 180 тыс. км3. Фундамент образован метаморфизованными породами палеозоя и слабометаморфизо- ванными породами мезозоя. Максимальная мощность осадочного выполнения достигает 5 км. Региональный перерыв отмечен между миоценовыми и плиоцен-четвертичными отложениями в вост, части области. В зап. части области перерыв не прослеживается. В осадочном чехле развиты

преимущественно морские отложения, среди которых карбонатные составляют около 30 % • Цусимская НГО имеет форму овала, вытянутого в се- вер-северо-восточном направлении. Углы наклона на вост, борту крутые, в отдельных случаях превышают 45°. На зап. борту углы пологие, не превышающие 10°. В пределах центральной части НГО выделяется впадина субмеридионального простирания, а вдоль вост, борта прослеживаются ряд мелких впадин, ориентированных вдоль побережья о. Хонсю. Осадочное выполнение дислоцировано, за "исключением плиоцен-четвертичных отложений, в вост, части области и залегает практически горизонтально в зап. части. На вост, борту прогиба прослеживается ряд антиклинальных и синклинальных зон сев-вост. простирания, осложненных разрывными нарушениями. Начальные геологические ресурсы нефти оцениваются в 830 млн. т.

ч

ЧАСТОТА ВОЛНЫ —см. параметры сейсмических волн.

ЧЕЙЗ СЕРИЯ — распространена на Мидконтиненте и в бассейне Денвер (США). Представлена известняками с прослоями и пачками глинистых сланцев и доломитов. Мощн. от 140 до 200 м. Относится к нижней части нижней перми. Промышленно нефтеносна. ЧЕЛЕКЕНСКАЯ СВИТА (красноцветная свита Челекена)—распространена на севере Зап. Туркмении. Представлена песками л красноцветными известковистыми глинами. Мощн. более 2300 м (полная мощность скважинами не вскрыта). Содержит остр а - коды и переотложенные фораминифе- ры. Возраст плиоцен. Основная продуктивная толща кайнозойского нефтегазопродуктивного комплекса Туркмении. ЧЕНТОУ СВИТА — распространена в бассейне Сунляопиньюань (Сев.-Вост. Китай). Представлена чередованием фиолетово-красных, зеленовато-серых и светло-серых песчаников и глин. В основании свиты — конгломераты. Мощн. от 500 до 2000 м. Относится

к мелу. Промышленно нефтеносна. Содержит от 4 до 22 продуктивных горизонтов.

ЧЕНЬЧЕНЬШАНЬ СВИТА —распространена в Цайдамском бассейне (Зап. Китай). Представлена зеленовато-серыми и красными глинами с прослоями мергелей, алевролитами, песчаниками и конгломератами. Мощн. от 800 до 1000 м. Относится к верхнему палеогену. Промышленно нефтеносна. ЧЕРОКИ ГРУППА — распространена на Мидконтиненте (США). Широко развита в Зап. Внутреннем бассейне. Представлена глинами, песчаниками, известняками. Иногда заключает пласты угля. Мощн. от 150 до 300 м. Относится к Пенсильванию. Промышленно нефтегазоносна. Промышленные горизонты приурочены к песчаникам, иногда к известнякам.

ЧЕСТЕР СЕРИЯ — распространена в штатах Оклахома, Техас, Иллинойс (США), Представлена переслаиванием пачек известняков, доломитов, серых глин и песчаников, иногда пестроцветных. Относится к верхнему миссисипию. Промышленно нефтеносна. Содержит до 13 продуктивных горизонтов, представленных главным образом песчаниками, значительно реже доломитами, суммарной мощн. 100—200 м. Для продуктивных горизонтов характерны устойчивые высокие дебиты от 40 до 200 т/сут.

ЧЕТВЕРТИЧНАЯ СИСТЕМА (антропоген, квартер) — последняя (незавершенная) система кайнозоя, залегающая на неогене. Нижняя граница дискуссионна* в СССР она долгое время проводилась в основании бакинских слоев и их аналогов, что соответствует радиологическим датировкам в 700 тыс. лет В последнее время, в соответствии с рекомендациями XVIII сессии Международного геологического конгресса, нижняя граница четвертичной системы устанавливается в основании калабрийского яруса Средиземноморской области (1,5— 2,0 млн. лёт). В СССР этой границе соответствует основание или нижняя часть акчагыла.

Для расчленения Ч. с. биостратигра- фический метод в его классическом варианте неприменим. Поэтому основой для четвертичной стратиграфии явились климато-стратиграфические построения, использующие отражение

на составе биоты неоднократных потеплений и похолоданий климата. В последние годы для расчленения и сопоставления четвертичных отложений широко используются комбинированные шкалы, составленные по палео- магнитным данным и данным радиологической хронометрии. Четвертичная система по принятой в СССР классификации разделяется на четыре звена: нижне-, средне-, верхнечетвертичное и современное (голоцен). Первые три подразделения объединяются в плейстоцен. Незначительные промышленные скопления нефти и газа в отложениях Ч. с. известны в Калифорнии, Адриатическом бассейне, в бассейне Исакати (Япония) и некоторых других подвижных областях.

ЧЕТВЕРТИЧНЫЙ ПЕРИОД —последний (незавершенный) период кайнозойской эры, продолжительность которого определяется в 0,7—1,5—-2,0 млн. лет. Характеризуется неоднократными резкими изменениями климата. В эпохи похолоданий развивались материковые оледенения, во вне- ледниковых областях преобладал влажный климат. В эпохи температурных оптимумов происходили обширные морские трансгрессии, которым соответствует установление сухого климата в низких широтах. Наиболее примечательную особенность животного мира четвертичного периода составляет появление человека.

ЧЕХОЛ ПЛАТФОРМЕННЫЙ—верхний структурный этаж платформ, сложенный осадочными породами, залегающий на кристаллическом (древние платформы) или складчатом (молодые платформы) фундаменте и отражающий собственно платформенную стадию развития территории (акватории). Иногда в разрезе чехла развиты магматические образования (активизированные платформы), как правило, представленные трапповой формацией. Неметаморфизованные породы Ч. п. имеют близкое к горизонтальному залегание. Ч. п. отделяется от фундамента поверхностью резкого несогласия и стратиграфическим перерывом. На молодых платформах время перерыва незначительно (до 30 млн. лет), на древних достигает 100 млн. лет и более. Часто между фундаментом и чехлом залегают отложения промежуточного комплекса,

что особенно характерно для молодых платформ. В этих случаях граница между Ч. п. и фундаментом становится менее отчетливой. Возраст нижних горизонтов чехла древних платформ колеблется от низов фане- розоя (Прибалтика, Пермское Прикамье) до девона включительно (Волго-Уральская антеклиза); на молодых платформах — от девона (Заг падно-Европейская платформа) до юры (Турано-Скифская плита). Возраст верхних горизонтов чехла варьирует соответственно на древних платформах от кембрия и венда (Сибирская платформа) до мезозоя и кайнозоя (Северо-Африканская плита), а на молодых — от триаса (Иберийская платформа) до четвертичных отложений (Турано-Скифская плита). Осадочный чехол платформ и их краевых систем заключает свыше 60 % объема пород осадочного слоя и основные ресурсы углеводородов планеты.

ЧИКО ФОРМАЦИЯ (серия)—распространена в Калифорнии (США). Представлена конгломератами, песчаниками, песками, глинистыми сланцами. Мощность очень непостоянна 0— 1500 и даже 2700—3000 м. Относится к верхнему мелу. Содержит залежи нефти в бассейнах Сан-Хоакин и Вентура. ЧИКОНТЕПЕК ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено в Мексике, в пределах одноименного краевого прогиба перед мексиканскими Кордильерами и приурочено к каньонообразной впадине площадью 11,3 тыс. км2; этот палеоканьон размером 123 X 25 км врезан в отложения палеоцена, мела и юры и заполнен сложночередующейся песчано-глинистой толщей палеоцен-эоценового возраста, частично оползневого генезиса. Нефтегазоносны отложения свиты Чиконтепек, сложенной часто чередующимися песками, глинами и карбонатными породами; продуктивная мощность в среднем составляет 60 м, глубина продуктивных пород 900—1800 м. Геологические запасы УВ месторождения оцениваются в 15 млрд, т, доказанные — 2,6 млрд, т нефти и конденсата; газовый фактор 615 м3/м3, пл. нефти 0,876. Из-за плохих коллекторских свойств скважины низкодебитные; программа освоения месторождения предусматривает бурение 16 тыс. скважин и доведение к

середине 90-х годов добычи нефти до 38 млн. т в год, газа 12 млрд. м3.

ЧИСЛО КИСЛОТНОСТИ —условная величина, характеризующая количество свободных кислот, присутствующих, в нефти, битумоиде, или их фракциях. Численно Ч. к. выражается в мг едкого кали, расходуемого на нейтрализацию 1 г вещества.

ЧИСЛО КОКСОВОЕ—см. коксование. ЧИСЛО ОКТАНОВОЕ — условная единица измерения качества (детонационной стойкости) карбюраторных топлив. Ч. о. численно равно процентному (по объему) содержанию 2,2,4- триметилпентана (изооктана) в его смеси с гептаном, эквивалентной по детонационной стойкости испытуемому топливу в стандартных условиях. Высокие Ч. о. имеют сильноразвет- вленные алканы, алкены и арены. Алканы с неразветвленной цепью (нормальные алканы) и цикланы с боковыми цепями нормального строения имеют крайне низкие Ч. о. Наиболее высокие Ч. о. характерны для бензинов прямой гонки, полученных из нефтей, залегающих на небольших глубинах, и в отложениях молодого возраста. Бензины из преимущественно алкановых нефтей, залегающих в отложениях палеозойского возраста, чаще всего обладают низкими Ч. о. Существуют промышленные процессы переработки нефти и ее фракций (каталитический крекинг, риформинг), позволяющие получать бензины с высокими Ч. о. из нефтей любого состава. Кроме того, существуют методы промышленного синтеза высокооктановых углеводородных смесей (каталитическое алкилирование, полимеризация алканов и т. д.), используемых в качестве высокооктановых компонентов товарных бензинов. Для повышения Ч. о. бензинов используются специальные антидетонационные присадки. Наибольшее распространение в качестве антидетонатора имеет тетраэтилсвинец.

ЧОКРАКСКИЙ ЯРУС (горизонт) - региональный ярус, широко распространенный на юге СССР (Черноморско-Каспийская область, Мангышлак, Устюрт, Зап. Туркмения), в Болгарии и Турции. Стратотип у оз. Чок- рак (Крым). Представлен глинами, песчаниками, известняками, ракушня- ками, конгломератами. Мощность от

нескольких десятков метров до 1000 м и более. Охарактеризован моллюсками, фораминиферами, острако- дами. Возраст средний миоцен. Содержит залежи нефть и газа на Сев Кавказе (Дагестан, Грозненский и Ставропольский районы, Кубано-Чер- номорская область) и в Кобыстане. ЧУ-САРЫСУЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена в Юж. Казахстане; соответствует одноименной синеклизе. Параметрическое и поисковое бурение началось в 1962 г.; в 1972—73 гг. установлена промышленная нефтегазоносность палеозойских отложений. Синеклиза вытянута в сев.-зап. направлении на 600 км, ширина 250—300 км, площадь 150 тыс. км2. На северо-востоке она обрамляется каледонскими сооружениями Улутауского и Чу-Илий- ского антиклинориев, на востоке и на юге — Казахским щитом и Большека- ратаускнм кряжем, а на северо-западе отделяется от Тургайской синеклизы поднятиями зоны замыкания Большого Каратау Фундамент, преимущественно добайкальский, характеризуется сложным гетерогенным строением, обусловленным разломами сев -зап. субмеридионального и сев.- вост. простирания и наличием блоков и массивов добайкальской консолидации с каледонидами между ними. На фундаменте, глубины залегания которого составляют 2—5 км и более, залегают сравнительно слабо дислоцированные средне-верхнепалеозойские отложения, составляющие, очевидно, промежуточный комплекс, перекрытый толщей платформенных мезозойско- кайнозойских образований Мощность выполняющих отложений в пределах выделенных внутри синеклизы крупных тектонических элементов различна; общий объем осадочного чехла составляет 0,4 млн км3. К осевой части синеклизы приурочена Тастинская зона поднятий (максимальные глубины залегания фундамента 2—3 км) и ее юго-вост, продолжение — Аккум- ско-Таласская ступень. К юго-западу от Тастинской зоны располагаются Кокпансорская впадина и Сузакско- Байкадамский прогиб, а к северо-востоку— Тесбулакский прогиб и Му- юнкумская впадина, в пределах которых поверхность фундамента залегает на глубинах до 2 км и более. С сед

ловиной, разделяющей последние, связана Нижнечуйская зона развития соляных куполов. Общая интенсивность тектонических движений в пределах синеклизы составляет 0,04 м/км2.

В основании средне-верхнепалеозойского комплекса залегают преимущественно эффузивные породы нижнего и среднего девона мощн. до 1000 м; в разрезе девона выделяются подсолевые отложения франского яруса вскрытой мощн. до 500 м с преобладанием пестроцветных алевролитов и аргиллитов и соленосная толща, относимая к фамену — нижнему турне, мощн. 800 м. Турнейские и визейские отложения представлены преимущественно карбонатными и карбонатнотерригенными породами с прослоями ангидритов, углистых аргиллитов, песчаников, туффитов общ. мощн. до 2000 м, а отложения намюрского яруса — терригенными, часто сульфати- зированными породами мощн. 80— 170 м. Мощность серии континентальных красноцветных отложений среднего — верхнего карбона — перми, венчающих разрез палеозоя, достигает 3000 м. Мезозойско-кайнозойские отложения представлены имеющими ограниченное распространение образованиями юры и преимущественно континентальными (исключая палеоцен, эоцен и частично олигоцен) осадками верхнего мела — кайнозоя мощностью в несколько сотен метров. На морские отложения в целом приходится 40 %; карбонатные отложения составляют 25, соленосные 10 %.

В целом НГО изучена недостаточно. Установлена газоносность песчаников пермского возраста, песчаников и известняков нижнего карбона, песчаников верхнего девона. Газовые месторождения открыты в юго-вост части Кокпансорской впадины (Придорожное), на Аккумско-Таласской ступени (Учаральское) и в Муюнкумской впадине (Айрактинское). Залежи связаны с брахиантиклиналями; тип залежей — пластовые сводовые; глубины залегания 800—2600 м. Наиболее перспективными для поисков нефти и газа являются подсолсвые отложения верхнего девона — нижнего турне в Кокпансорской впадине, Нижнечуйской солянокупольной зоне и Тесбу- лакском прогибе, а также породы нижней перми.

ш

ШАИМСКАЯ СВИТА — распространена в Шаимском районе Зап. Сибири. Сложена в нижней части песчаниками и глинами с глауконит-сиде- ритовыми стяжениями, в средней части аргиллитами и алевролитами, в верхней — битуминозными аргиллитами. Мощн. 50—120 м. Охарактеризована аммонитами, двустворками, фор- аминиферами, радиоляриями, панно- планктоном. Возраст келловей — ранний готерив. Нижняя часть свиты промышленно нефтеносна.

ШАМОЗИТ — см. хлориты.

ШАПКА ГАЗОВАЯ — часть залежи нефти и газа, представленная пластовым газом. Нефть, подстилающая Ш. г., обычно предельно насыщена газом. Ш. г. может быть естественной и искусственной. Естественная Ш. г. формируется либо за счет дегазации в ловушке предельно газонасыщенной нефти до начала разработки залежи главным образом в результате тектонического подъема территории, либо при поступлении в ловушку и нефти и свободного газа (в этом случае насыщение подстилающей нефти газом может происходить в результате, растворения ею газа Ш.г.). Искусственная Ш. г. образуется в процессе разработки залежи нефти при падении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом. Присутствие Ш. г. является обязательным условием газонапорного режима (режима Ш. г.) добычи нефти. ШАРНИР — см*, складка.

ШАСИМЯО СВИТА — распространена в Сычуаньском бассейне (Юж. Китай). Представлена темными лилово-красными глинами с прослоями песчаников. В нижней части — пачка желтовато-зеленых глин. Мощн. 1— 2 тыс. м. Относится к верхней юре. Промышленно нефтеносна. Продуктивные песчаники имеют линзовидную форму.

ШАТЛЫКСКОЕ ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено в Ма- рыйском районе Туркменской ССР, к юго-западу от г. Мары. Открыто в

1968 г., разрабатывается с 1973 г. В тектоническом плане оно связано с крупной валообразной антиклинальной складкой субширотного простирания на зап. борту Мургабской впадины. Складка осложнена двумя поднятиями—западным (Джуджукли- кским) и восточным (Шехитлинским). Углы падения пород на крыльях не превышают 1—2°. Месторождение содержит одну залежь длиной 68,5, шириной 14,8—24,5 км и высотой 232 м на Джуджукликском и 102 м на Ша- хитлинском куполах. В разрезе принимают участие отложения кайнозоя и мезозоя. Продуктивными являются красноцветные алевролиты и песчаники карабильской свиты (неоком) мощн. до 55 м, выделенные в шат- лыкский горизонт. Пористость коллектора 16—26 %, проницаемость 0,211 мкм2. Залежь газовая пластовая сводовая находится на глубине 3400 м, выше мощной соленосной толщи ки- меридж-титона. Покрышкой служит толща переслаивания красноцветных и сероцветных известняков, мергелей, глин, доломитов и ангидритов. ГВК на отметке —3250 м. Начальное пластовое давление 36,5 МПа. Пластовая температура +137 °C. Дебиты газа достигают 1 млн. м3/сут. Газ пл. 0,587 содержит 95,0 % метана, около 20 % его гомологов, 1,2 % двуокиси углерода, 1,7 % азота и 13—25 г/м3 стабильного конденсата. Сероводород отсутствует.

ШЕБЕЛИНСКОЕ ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено на территории Харьковской области, в 60 км юго-восточнее г. Харьков. Открыто в 1950 г. Месторождение приурочено к антиклинальной складке в зоне сочленения Днепровско-Донецкой впадины с сев.-зап. окраинами Донецкого складчатого сооружения. Размеры структуры 30 X 12 км, амплитуда около 1000 м. Возраст отложений от триаса до карбона включительно. Основной продуктивный горизонт триаса представлен песчаником (мощн. 6—8 м) в подошве карбонатной толщи. Средняя пористость его выдержана по площади и колеблется от 16 до 20%, средняя проницаемость 0,106 мкм2. Наиболее высокопродуктивными горизонтами нижней перми являются пять горизонтов в свите медистых песчаников и нижний ангид-

ритовый горизонт. Их средняя пористость колеблется от 14 до 37 %,проницаемость от 0,001—0,019 мкм2. Продуктивен также один горизонт в араукаритовой свите верхнего карбона. Всего открыто 12 газоносных горизонтов. Мощность вскрытой части газонасыщенного разреза составляет 1700 м. Газоносные горизонты залегают в интервале глубин 750— 2400 м. Газ содержит (%): метана 92,4, тяжелых УВ 5,2, азота и инертных газов 2,4. Все горизонты образуют единую массивную залежь, имеют общий ГВК.

ШЕЛЬФ — слабонаклонная мелко. водная равнина, продолжающая равнины суши или окружающая ее и отделенная выпуклым перегибом от континентального склона. Ш. в разновозрастных платформенных и складчатых областях характеризуется принципиально отличающимися друг от друга тектоническим строением и ходом геологического (по крайней мере доновейшего) развития. По приуроченности к различным гео- структурным областям среди Ш. различают парашелъфы, ортошельфы и гемишельфы. Средняя ширина шельфа 78, максимальная 1500 км; средняя глубина нижней границы (бровки) 132, максимальная 600 м, средние уклоны поверхности 0°35', максимальные 3—5°

Рельеф Ш. формируется в сложных условиях преобладающих неотектопи- ческих погружений, охватывающих гетерогенную основу платформенных и складчатых областей, неоднократных трансгрессий и регрессий Мирового океана. Рельеф Ш. представлен поверхностями и формами субаэрального и субаквального происхождения. Субаэральные поверхности расчленения осложнены слабоизме- ненными реликтовыми формами: долинами речного и ледникового происхождения, ледниковыми аккумулятивными комплексами и др Субак- вальные поверхности полного выравнивания характеризуются относительно близкими уклонами, измеряемыми минутами, наличием древних затопленных береговых линий В пределах поверхностей неполного выравнивания встречаются формы субаэрального присхождения, силыюиз- мененные волновыми процессами. Ус

ловия нефтегазоносности большинства известных на Ш. осадочных бассейнов близки к таковым в их континентальных аналогах. Исключение составляют некоторые прогибы внешнего Ш., которые совместно с геологическими структурами континентальных склонов, подножий и периферических участков океана принадлежат к разграничительным переходным системам между континентальными и океаническими блоками Земли, но отличаются при этом рядом специфических свойств. Многие исследователи предполагают здесь значительные количества нефти (в том числе за счет миграции с сопредельных склонов) и повышенную газоносность недр. Исходя из своеобразия тектонической позиции, строения и развития этих окраинношельфовых структур, здесь можно достаточно обоснованно прогнозировать смешение свойств, характеризующих процессы нефтегазообра- зования и нефтегазонакопления в континентальном и океаническом секторах стратисферы.

ШИРАНИШ ФОРМАЦИЯ —распространена в Ираке. Представлена мергелистыми известняками и мергелями. Мощн. до 300—380 м. Относится к верхнему кампану — Маастрихту. Промышленно нефтеносна.

ШИЮГОУ ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в Китае, к югу от г. Чунцин, в пределах Сычуаньской синеклизы и приурочено к нарушенной разрывами асимметричной антиклинали размером 70 X 20 км с углами падения крыльев до 20— 60°. Открыто в 1955 г. Продуктивны известняки среднего триаса, залегающие на глубине 1800—2000 м Залежь массивная сводовая Нач. извл. запасы газа 200 млрд. м3. Газ сухой. ШКАЛА ГЕОХРОНОЛОГИЧЕСКАЯ — иерархическая система геохронологических подразделений, эквивалентных единицам общей стратиграфической шкалы.

Геохронологические Стратиграфические подразделения:подразделения*

ЭонЭонотема

ЭраЭратема (группа)

ПериодСистема

ЭпохаОтдел

ВекЯрус

Фаза (время, крон, Зона зональный момент)

В Последнее время в Советском Союзе принят для очень дробных геохронологических подразделений четвертичного периода термин «пора» (эквивалент звена в стратиграфической шкале). Геохронологические подразделения теоретически имеют планетарное распространение, однако в силу неполноты разрезов и ограниченности методов прослеживания изохронных уровней наиболее широко устанавливаются лишь крупные геохронологические подразделения. По данным радиологической хронометрии в настоящее время определена продолжительность (млн. лет) эонов, эр, периодов, а также ряда эпох и веков (табл. Ш.1).

Радиологические датировки имеют особое значение для Ш. г. докембрия, в которой еще не существует общепринятых подразделений. Для территории СССР принята следующая Ш. г. докембрийских отложений: (табл. Ш.2). ШКАЛА МАГНИТОСТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ (палеомагнитная) — стратиграфический эквивалент шкалы магнитохронологической. Единицами Ш. м. являются (от крупных к мелким) гиперзоны, суперзоны, зоны (ортозоны), субзоны. В пределах некоторых из этих единиц выделяют реперные уровни, временные эквиваленты которых называются эпизоды и экскурсы геомагнитного поля (рис. Ш.1).

ШКАЛА МАГНИТОХРОНОЛОГИЧЕСКАЯ —- последовательность интервалов прямой и обратной полярности геомагнитного поля в течение геологического времени. Характер геомагнитного поля и длительность интервалов его прямой и обратной полярности — магнитохронов — устанавливались на основе изучения естественной остаточной намагниченности горных пород разного возраста. Для фанерозоя СССР (см. шкала магнитостратиграфическая} было установлено, что в палеозое преобладающей полярностью геомагнитного поля была обратная (до 70 % длительности

эры). В пределах палеозоя насчитывается до 30 магнитохронов продолжительностью от 0,5 до 20 млн. лет каждый, когда геомагнитное поле имело прямую полярность. В мезозое интервалы прямой полярности геомагнитного поля составили в сумме 75 % времени. На этом фоне отмечено более 30 магнитохронов от 1 до 3 млн. лет существования геомагнитного поля обратной полярности. Поле в кайнозое характеризовалось крайней неустойчивостью: на 65 млн. лет приходится около 70 инверсий геомагнитного поля. Так как геомагнитные инверсии суть явления глобальные, существует хорошая хронологическая и стратиграфическая коррели- руемость прямо и обратно намагниченных образований по всему земному шару.

ШКАЛА СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ— полная иерархическая последовательность стратиграфических подразделений какого-либо участка земной поверхности или Земли в целом в их естественном первичном залегании. В зависимости от размеров территории, на которую распространяются стратиграфические шкалы, различают* 1) местные стратиграфические шкалы, применяемые для отдельных частей крупных бассейнов седиментации. Основные стратиграфические подразделения этих шкал — свита, подсвита, пачка; 2) региональные стратиграфические шкалы, распространенные на крупные бассейны или на палеобиогеографические провинции. Основные стратиграфические подразделения этих шкал — горизонт (региоярус) и зона; 3) общая стратиграфическая шкала, применяемая для всей Земли. Основные подразделения общей стратиграфической шкалы— эонотема, эратема, система, отдел, ярус, хронозона. К настоящему времени в пределах всех континентов и океанов установлены системы и большинство отделов Общепринятое ярусное деление для многих систем отсутствует и разрабатывается в настоящее время Одновременно создаются стандартные зональные шкалы систем фанерозоя, с помощью которых возможно однозначное определение границ и объемов всех подразделений общей шкалы Принятая в СССР общая стратиграфическая

.ТАБЛИЦА Ш ]

Продолжительность периодов фанерозоя, млн. лет

Эон

Эра

Период

По Р. Армстронгу 11974 г.)

По В. Харланду Ц982 г.1

Возраст начала периода

Продолжительность периода

Возраст начала периода

Продолжительность периода

Фане- розой

Кайнозой

Четвертичный Неогеновый Палеогеновый

2

64

2

| 62

2 24,6 65

2 22,6 42,4

Мезозой

Меловой Юрский Триасовый

140

208

242

76

68

34

144

213

248

79

69

35

Палеозой

Пермский Карбоновый Девонский Силурийский Ордовикский Кембрийский

284

360

409

436

500

564

42

76

49

27

64

64

286

360

408

438

505

590

38

74

48

30

67

85

ТАБЛИЦА Ш 2

Геохронологическая шкала докембрия СССР,

Геохронологические подразделения

Начало подразделения, млн. лет назад

Фанерозой

Палеозой

Кембрий

570 ±20

Протерозой

Поздний

Венд

680 ±20

Рифей

Кудаш

700±25

Поздний

1050 ±50

- - г Средний

1350 ±50

Ранний

1650 ±50

Ранний

2600±100

Архей

3000±100

О

I § го

I 'Ъ

I Ярус

i

6

<ъ <о

«арагонский hit кг

о

Кавказский N^k

Сарматский М^г

Сакараульский NiS

Конкский Njkn

IU4,pUGtfcnUAU,U, ЩМ ^

Чокракскай NjiS _ « Тарханский ^t ,-<§ Коцахурский ^kz .^

Апшеронской N2ap ’ Акчагыльский N2ak

Киммерийский N2k Понтический N2p Меотический tym

!о

§

I

,§

!о

-15

6; О

§

-25млнлет

%%%2А Намагниченность горных пород

прямая (N)

Намагниченность горных пород обратная (Н)

Hllllllllll Частое чередование намагниченности illlllllllll горных пород прямой и обратной (NR,Rn,Nr)

Рис. НИ Палеомаенитный разрезфанерозоя СССР

§

§

о о

I

5

§>

Ярус

(Ьодракскйй

5> /Симферопольскийj?^4 5 !Бахчисарайский *гЫ\ ^ 1 Каминский-Pi к Л" ^г^

/Инкерманский (Датский.у

^Маастрихтский КТггГ' • Кампанский КгкпГ -^

й

•о о

•у

5

Сантонский K^st Коньякский Кгк Гуронский Kzt Сеноманский Kzs Альбскии К tat

Аптский Kia

Барремский Ktbr ГотериВский, Ki? Валамжинский Kiv

§ /Кимериджский JjkinN

§ 'Сксфордскиа J30 У

8* ’КеллоВейский Жк "\ ^

У* \Батский _ ^"Уч

S1

I

$9

1

•оо

Норийский Тзп 'Карнийский Тзк Ладакский 7zL~ Ан азойский Ъа ОленекскайЪо

ИнОскаа К^Ь' Татарский P2t 'Казанский P^kz 'Уфимский Р2 и, кунгурский Pi к Артинский Р^аг

Сакмарский Pts Ассельский Р^а

o'

§

Берриасский Kib

Волжский, 5з^~ /Кимериджский Jakin)

(Батский _ ЗрА

'Байосский J?b~

'Ааленскии м‘

Трарский Jjf

Тоарский Jit

Плинсбахский 3<р Синемюрский Jis" Леттангский Jj?

Хаттский " Рюпелъский /Альмине кий.

8SS8S-

-40

WWI-50

-60

-70

-80

-90

-100

120

130

-150

-160

170

5

Is

I о

190 ^200

-230

-240

-250

-260

-270

-280

1 f

й 1

.Гжельский Сзд v

^Касимовский Сзк у

Московский С2ТП J

§

t li

VWWWW

башкирский С2Ь

•о 1

Серпуховский Cfs

Визеаский C^v

1 =

Турнейский С^

§

1

^

Фаменскиа D^fm

Ti-iizzij

Франский Dsf

§

-5

8

Живетский D2ZV

Эйдзельскиа D2ef

ИИ

•3

1

ЭмскийD.je

Зигенскиа D^zgs

8 1

1

Жединский DjZ

Т

•О

I

Пржидольский S2p у

Лудловский 521(1

I

Венлокский SiW

Лландоверийский 5}1

5 ! .1

1

-1 S.I

О 5 < i §

к

I

Атгиллский OjaS

Карадокский, 02к

Лландейлский ОгЬ^

Лланвирнский O2L v

Аренигский О^а

<ЙМИ#*Я*1

г t

<3

Тремадокскиа 0^

I •о * 1

1

Аксайский -Сзак

Сакскай"€з5

Аюсокканский £зоз

•0

Майский -Сг^

4

^2^1

Амгинский -С2ат,

1

1

1 §

•о

1

5

Ленский £^1

1 мм

Алданский ^а.

S

к 290

у 30 О' у 310 у 320 у ззо у 340 -350

-360

У 370 У 360 -390

-400" -410

-420

-430

^440 \-450

-460

-470

-480

- 490

-500 -510

-520

-530

-540

- 550 -560

-570 млн лепт

шкала фанерозоя приведена на форзаце.

ШЛИР — см. группа нижнемолассовых формаций.

ШОВ КРАЕВОЙ — разлом, разделяющий крупные блоки земной коры разной степени стабилизации и различного возраста: платформы, разновозрастные складчатые области, геосинклинали, крупные срединные массивы. Ш. к. проявляется четко в регионах, где отсутствует область переходного строения (краевая система). В регионах развития краевых систем вместо Ш. к. устанавливается несколько разломов разных типов. Наиболее круп- дые разломы, расположены во внутренней зоне краевой системы и представлены чаще глубинными надвигами; разломы внешней и центральных зон краевых систем имеют характер вертикальных или крутопадающих сбросов.

ШПАТ ПЛАВИКОВЫЙ —см. флюорит.

ШПАТЫ ПОЛЕВЫЕ КАЛИЕВЫЕ — минералы К [А15130з]. Многообразие Ш. п. к связано с особенностями их кристаллической структуры. Тв. 6. Пл. 2,55—2,63. Породообразующие минералы кислых изверженных и многих метаморфических пород. В осадочных толщах аллотигенные, наиболее широко распространены в обломочных породах, особенно кислых аркозах. В зоне катагенеза неустойчивы и частично преобразуются в глинистые минералы: гидрослюды и реже каолинит. Чаще других Ш. п. к. встречаются ортоклаз и микроклин.

Ш П И Н ЕЛЬ — минерал изверженных и метаморфических пород MgA!2O4. Тв. 7,5—8. Пл. 3,6—4,1 В осадочных породах аллотигенпый акцессорий Весьма устойчивый.

ШТОК СОЛЯНОЙ — тело, сложенное солью и внедрившееся в вышележащие породы; представляет собой ядро соляного купола. В вертикальном сечении имеет цилиндрическую, каплевидную или неправильную форму; в горизонтальном — обладает округлой или овальной формой. Высота Ш. с. всегда много больше его диаметра.

ШУАЙБА НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено в сев части Кувейта в пределах Басра-Ку- вейтской впадины и приурочено к

крупной локальной структуре. Нефтеносны известняки нижнемеловой свиты Шуайба, залегающие на глубине 2000—2500 м. Нач извл. запасы нефти оцениваются в 950 млн. т.

ШУАЙБА ФОРМАЦИЯ (свита) — распространена в Ираке, Кувейте, Объединенных Арабских Эмиратах. Представлена тонкокристаллическими доломитизированными кавернозными известняками Мощн. 60—90 м. Относится к апту. Промышленно нефтеносна.

ШУНГИТЫ — групповое название высших антраксолитов и высокоуглеродистых осадочно-вулканогенных протерозойских пород. Жильные Ш.— черные твердые вещества, с блестящим раковистым изломом. Тв. 3—4. Пл. 1,8—2,0. По составу близки к чистому углероду (С 96—99 %, Н 0,2—0,5 %). Пластовые Ш. — шунгитовые породы, содержащие углерода от 10 до 80 %. Месторождения Ш. со значительными запасами известны в Карелии и на севере Канады.

г щ

ЩЕБЕНЬ — рыхлая обломочная осадочная порода, на 50 % и более состоящая из угловатых, остроугольных обломочных частиц размерами 1— 10 см.

ЩЕЛОЧНОСТЬ ВОДЫ — химическая особенность подземных вод, обусловленная наличием в воде анионов слабых кислот (НСО3 и др), гидролизующихся с образованием гидроксильных ионов. Одно из характерных свойств воды, используемое в характеристике Пальмера (см. классификации подземных вод по химическому составу).

ЩИТ — крупнейшая положительная длительно развивающаяся структура платформ, противопоставляемая плитам (отрицательным структурам), в пределах которой фундамент выходит на поверхность На древних платформах эти выходы представлены сильно- метаморфизованными и гранитизиро-

ванными породами, а на молодых — складчатыми, метаморфическими и магматическими образованиями. В плане Щ. обычно имеют неправильную форму и погружаются под платформенный чехол соседней плиты, часто постепенно, но иногда отчленяются от последней флексурами и разломами. Осадки платформенного чехла встречаются в пределах впадин щита спорадически и имеют небольшую мощность. Развитие Щ. очень длительное (сотни миллионов лет). К стадиям активизации приурочено образование разломов, формирование впадин, внедрение кольцевых щелочных и ультраосновных — щелочных интрузий. Примеры Щ.: Балтийский, Канадский, Украинский. В отношении нефтегазоносности интереса не представляют.

ЭБАНО-ПАНУКО НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено в Мексике, в пределах НГО Тампико- Тукспан и приурочено к локальной структуре. Открыто в 1901 г. Нефтеносны известняки мелового возраста, залегающие на глубине 350—450 м. Залежи массивные сводовые. Нач. извл. запасы 205 млн. т. Пл. нефти 0,986. Месторождение выработано почти на 3/4, текущая годовая добыча не превышает 0,3 млн. т.

ЭВАПОРИТЫ — химические осадки, выпадающие на дно бассейнов в аридных зонах вследствие повышения концентрации солей при испарении воды (эвапоритизация). Все Э. являются продуктами галогенеза, но не все галогенные породы являются Э. К типичным Э. относятся многие сульфаты (гипс, мирабилит и др.), хлориды и др. соли, некоторые доломиты. Наибольшим содержанием Э. в объеме осадочных горных пород характеризуются отложения перми (10,2 %) и кембрия (7,4%)- В отложениях триаса содержание Э. составляет 3 %, в силуре и девоне около 2,0 %, в кар-

боне, юре, мелу и палеогене от 1,1 до 1,5 %. Меньше всего Э. в составе осадочных пород ордовика (0,3 %) и неогена (0,9 %).

ЭВГЕОСИНКЛИНАЛЬ—область геосинклинали с активным проявлением начального (инициального) магматизма. В геосинклинальной системе (области) Э. занимают внутреннее положение, в отличие от миогеосинклиналей, сближенных с платформой. В Э. земная кора испытывает максимальные изменения в процессе развития. Раннюю стадию развития Э. характеризуют кремнисто-вулканогенные формации, в том числе такие, как спилит- диабазовая, спилит-кератофировая, диабазово-кремнистая, порфиритовая, и ассоциирующие с ними интрузии ультрамафитов, габбро. Последующий вулканизм (андезитовый, субсеквент- ный) типичен, но не обязателен для Э. ЭВЕНКИТ — минерал из группы гат- четита, имеющий состав С24Н50. Тпл = 45 Ч- 47 °C; молекулярная масса 347. Бесцветный, прозрачный с восковым блеском; образует пластинки со слюдоподобной спайностью. Встречен в кварцево-сульфидно-кальцитовых жилах среди базальтов и туфов по рекам Нижняя Тунгуска, Ямбукап и др. (Тунгусская синеклиза).

ЭВОЛЮЦИЯ БИОЛОГИЧЕСКАЯ— процесс исторического развития организмов. Согласно эволюционной теории все виды и более крупные таксоны организмов произошли от ранее существовавших форм и групп путем длительного изменения. По Ч. Дарвину, эволюция происходит при взаимодействии трех основных факторов — наследственности, изменчивости и отбора. Современная синтетическая теория эволюции, сочетающая дарвиновскую теорию с достижениями генетики и молекулярной биологии, рассматривает эволюционный процесс как следствие мутаций, рекомбинаций, адаптационных возможностей организмов и отбора. В качестве единицы эволюции выступает популяция. Синтетическая теория не видит принципиальных различий между микроэволюцией (развитием на видовом и внутривидовом уровне) и макроэволюцией (формированием родовых и всех более крупных таксонов). Макроэволюция происходит либо в результате медленных преобразований

в пределах одной адаптивной зоны (филетическая эволюция), либо взрывным путем при резком переходе из одной адаптивной зоны в другую (квантовая эволюция). Палеонтология дает огромный материал для эволюционной теории. Жизнь на Земле известна по крайней мере 3,2 млрд, лет. За это время постепенно сформировались все царства, типы и более мелкие таксоны живых организмов, начиная от бактерий, водорослей, первых бесскелетных животных; с начала кембрия появляются скелетные животные, в ордовике жизнь выходит из моря на сушу и появляются первые позвоночные и т. д. Вместе с тем многие проблемы эволюционной теории, и прежде всего соотношение микро- и макроэволюционных процессов, еще нуждаются в дальнейшей разработке.

ЭГИРИН — см пироксены.

ЭКВИВАЛЕНТ — число, показывающее, в каких весовых количествах химические элементы соединяются друг с другом или замещают друг друга в соединениях.

ЭКЗИНА — см. споры

ЭКОЗОНА — отложения, сформировавшиеся в течение времени существования определенного сообщества организмов, связанных между собой общими условиями существования, т. е. составляющих экосистему. Границы Э., как правило, не бывают одновозрастными, так как отражают неодно- временность смены экологических обстановок в разных частях бассейна. ЭКОСИСТЕМА — комплекс, образуемый биоценотическими группировками животных и растительных организмов и абиотическими условиями существования этих группировок. Применительно к геологическим исследованиям Э. составляют палеобиоценозы древних животных и растений и вмещающие их осадки ЭКОСТРАТИГРАФИЯ — метод расчленения и сопоставления разрезов, основанный на анализе экосистем геологического прошлого. В основу Э. положено представление о глобальных событиях, приводящих к синхронному изменению характера осадконакопления и биоты. Это представление в общем реализуется для крупных интервалов разреза; при детальных сопоставлениях экостратиграфические

исследования сводятся к прослеживанию и сопоставлению отдельных биофаций, что позволяет существенно уточнять строение осадочных толщ отдельных регионов. Экостратиграфические исследования, предметом которых является целая биота, дают также обильную информацию об условиях существования и истории изменения экологических группировок фауны и флоры, которая находит практическое применение при палеобиогеографических и общебиологических построениях.

ЭКОФИСК ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено в Норвежском секторе Северного моря. Связано с крупной антиклиналью 12X7 км. Площадь структуры 55 км2. Мощность разреза 3,1 км. Разрез сложен мезозойскими и кайнозойскими образованиями. Продуктивные горизонты связаны с отложениями нижнего палеоцена, представленными пористо-трещиноватыми известняками мощи. 180 м. Залежь пластовая сводовая. Пл. нефти 0,847; газовый фактор 374 см3/т; нефть малосернистая (0,2—0,3 %). Извлекаемые запасы нефти 120—160 млн. т, растворенного газа —85—100 млрд. м3. Название Экофиск носит также комплекс соседних месторождений — Западный Эко фиск, Тор, Код, Эдда, Альбускьял и Элдфиск, разработка которых ведется совместно и обслуживается единой транспортной системой. Извлекаемые запасы всего комплекса Экофиск оцениваются в 400—600 млн. т нефти и 300 млрд, м3 газа. Добыча нефти в комплексе месторождений в 1981 г. составила 23 млн. т нефти.

ЭКССУДАТИНИТ — вязкая масса, выделяемая гелифицированными и лейптинитовыми микрокомпонентами гумусовых углей на начальной стадии углефикационного скачка. Э. представляет собой липиды, приобредшие мобильность при определенных термобарических условиях.

ЭКСТРАКЦИЯ — процесс разделения смеси жидких или твердых веществ с помощью избирательных (селективных) растворителей. Физическая сущность Э. состоит в переходе извлекаемого (экстрагируемого) вещества из жидкой или твердой фазы в фазу жидкого экстрагента при их взаимном соприкосновении. Э. из твердой

фазы — один из основных приемов битуминологического анализа горных пород современных осадков. Последовательная Э. хлороформом и спир- тобензольной смесью используется для получения хлороформенного и спирто- бензольного экстрактов, дальнейшая обработка которых позволяет получить две важные битуминологические характеристики: содержание в породе (осадке) подвижных компонентов ОВ, нейтральных (битумоид А) и кислых (битумоид С).

Э. производится в специальных аппаратах— экстракторах разных типов. Применяется исчерпывающая Э., проводимая без ограничения времени, до практически полного извлечения всех компонентов, растворимых в соответствующем органическом растворителе (конец Э. определяется по прекращению свечения последней порции экстракта под люминесцентной лампой), и Э. ограниченная по времени (тридцати- и десятичасовая), обеспечивающая извлечения основной массы битумоида (около 80%). Э. из жидкой фазы (как правило, хлороформом) применяется при исследовании водорастворенного О В подземных и поверхностных вод для выделения аква битумоида.

ЭЛАТЕРИТЫ — класс каучукоподобных, слаборастворимых в органических растворителях природных битумов, относящихся к группе парафи- нитов. Основная масса Э. сложена нерастворимыми полимерными веществами, близкими по структуре к каучуку и способными лишь набухать в растворителе. Пл. 0,95—1,15; элементный состав (%): С 85—87, Н 10—13. Э. встречаются в связи с гидротер мальными образованиями и иногда в озокеритовых месторождениях. Почти чистые углеводородные разности носят название олефинитов.

ЭЛЕКТРОКИНЕТИКА — см. явленная электрокинетические.

ЭЛ ЕКТРООСМОС — см. явления электрокинетические.

ЭЛЕКТРОПРОФИЛИРОВАНИЕ — модификация электроразведки, позволяющая изучать кажущееся сопротивление вдоль некоторого направления на земной поверхности при фиксированных размерах установки, определяющих глубинность исследования. Размеры установки выбираются в со-

ответствии с данными электрических зондирований. Таким образом, Э. обеспечивает изучение геоэлектрического размера в узком интервале глубин. Направление профилей выбирается, как правило, вкрест простирания предполагаемых структур. По результатам Э. на промежуточном этапе интерпретации строится карта графиков кажущегося сопротивления, которая позволяет по форме графиков провести корреляцию и выделить линейные элементы геологического строения, и карта изолиний кажущегося сопротивления.

ЭЛЕКТРОРАЗВЕДКА — геофизический метод разведки, основанный на изучении естественных и искусственно созданных в недрах электрических (электромагнитных) полей постоянного и переменного тока. Основой для применения Э. является дифференциация геологического разреза по электрическим свойствам (электросопротивлению, диэлектрической проницаемости и пр.). Основные методы Э.: 1) методы постоянного тока — естественного электрического поля, заряда, сопротивления (электропрофилирование, зондирование и т. д.); 2) низкочастотные методы переменного тока — теллурических токов, частотного электромагнитного зондирования и пр.; 3) среднечастотные методы переменного тока — индукции, аэроэлектроразведки и пр.; 4) высокочастотные методы переменного тока — радиоволнового просвечивания, радиокип и др ; 5) методы, использующие нестационарные поля, — вызванной поляризации, переходных процессов, становления поля и др. Общими условиями, необходимыми для успешного применения методов Э. являются: 1) заметная дифференциация горных пород и полезных ископаемых по электрическим свойствам; 2) благоприятная морфология и достаточные размеры изучаемого объекта по сравнению с глубиной его залегания; 3) относительно малое экранирующее влияние перекрывающих горных пород. При поисках и разведке структур, перспективных на нефть и газ, обычными являются электр оразвед очные работы масштабов от 1 :200 000 до 1:25 000. Работы чаще всего выполняются методами электрозондирования, электропрофилирования, тел-

лурических токов, естественного электрического поля в комплексе с др. геофизическими методами (как правило, с сейсморазведкой и гравиразведкой).

ЭЛЕКТРОФОРЕЗ — см. явления электрокинетические.

ЭЛЕМЕНТЫ ГЕОМАГНИТНОГО

ПОЛЯ — составляющие полного вектора напряженности магнитного поля Земли Т (северная X, восточная К, вертикальная Z, горизонтальная Я) и его склонение D и наклонение I, X, Yt Z являются составляющими вектора Т по осям прямоугольной системы координат, в которой ось х горизонтальна с положительным направлением на географический север, ось у горизонтальна с положительным направлением на восток, ось г вертикальна с положительным направлением вниз. Составляющая Н является проекцией вектора Т на горизонтальную плоскость хоу. Склонением называется угол, образуемый составляющей Н с осью х (географическим меридианом); D считается положительным при отклонении Н к востоку от оси х. Наклонением называется угол между плоскостью хоу и вектором Т; I считается положительным при отклонении Т вниз от плоскости. Напряженность магнитного поля Земли (Т, Я, X, У, Z) измеряется в эрстедах (1Э =^-- •103 А/м = 79,6 А/м), миллиэрстедах (1 мЭ = 10-3 Э) и гаммах (1у = = 10~5 Э). Склонение и наклонение измеряются в градусах. Между Э. г. п. существуют следующие соотношения:

т = У#2 + z2 = Ух^+Тч^ ;

Х = ЯсозО; Y = HsmD; Z = HtgF,Т = Н sec I = Z cosec 1.

Э. г. п. непрерывно меняются во времени (вариации геомагнитного поля) и в пространстве. Распределение нормальных значений Э. г. п. на поверхности (поле Земли магнитное) Земли представляется в виде карт нормального поля, которые составляются на определенную дату и обновляются через каждые 5—10 лет вследствие векового хода геомагнитного поля. Полный вектор Т достигает наибольшего значения на полюсах, а наименьшего — на экваторе. Вертикальная составляющая Z на магнит

ном экваторе равна нулю, а к полюсам возрастает по абсолютной величине до 0,66 Э. В северном полушарии она положительна, в южном — отрицательна. Горизонтальная составляющая, наоборот, равна нулю на магнитных полюсах, а на магнитном экваторе значения ее максимальны, но изменяются вдоль экватора. Наиболее плавный и закономерный ход имеют изоклины. Это параллельные кривые, вытянутые в широтном направлении. Нулевая изоклина огибает земной шар вблизи экватора и называется магнитным экватором. По обе стороны от него наклонение возрастает до 90° на магнитных полюсах. Изогоны представляют собой незамкнутые кривые, которые сходятся в четырех точках земного шара — магнитных и географических полюсах, Э. г. п. изучаются магнитными обсерваториями с помощью магнитных съемок (наземных, спутниковых и др.). Данные нормальных полей Т, Z и Н используются при составлении карт аномального магнитного поля, при проектировании магнитных съемок для оценки возможной погрешности измерений, для настройки магнитометров и вариационных станций на рабочее состояние в месте работ и т. д.

ЭЛЛЕНБЕРГЕР ГРУППА —распространена в юж. части Мидконтинента (США). Широко развита в Пермском бассейне. Представлена доломитами, иногда кремнистыми, и известняками. Мощность изменяется от 300 до 450 м. Относится к кембрию — низам ордовика, является стратиграфическим аналогом группы Арбокл Западного Внутреннего бассейна. Промышленно нефтегазоносна. Продуктивные горизонты связаны с доломитами, реже с известняками

ЭЛЬБУРГАНСКАЯ СВИТА (горизонт) — распространена на Сев. Кавказе. Представлена глинистыми, кремнистыми и песчанистыми мергелям» Мощн. 30—130 м. Охарактеризована фораминиферами. Возраст ранний палеоцен. Промышленно нефтеносна. ЭЛЬ-ГАСИ ФОРМАЦИЯ — распространена в Алжирской Сахаре. Представлена грубозернистыми кварцевыми песчаниками и кварцитами. Мощн. от 50 до 500 м. Относится к кембрию— ордовику. Промышленно нефтеносна. Является основным продук-

тивным комплексом Алжирской Сахары. Содержит четыре продуктивных горизонта мощн. до 200,100,128,25 м. ЭЛЬКЕРИТЫ — устаревший синоним термина «гуминокериты».

ЭЛЬМОРГАН НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в Египте, в центральной части Суэцкого грабена, на акватории одноименного залива и приурочено к нарушенной разрывами антиклинали. Открыто в 1965 г. Основные запасы связаны с песчаными горизонтами в миоценовых отложениях, имеющими пористость до 15—20 % и проницаемость до 0,5— 0,7 мкм2. Продуктивные горизонты залегают на глубине 1680—1950 м. Нефтеносны также палеозойские песчаники на глубине свыше 3400 м. Нач. извл. запасы нефти 224 млн. т, пл. нефти 0,865. Макс, годовая добыча (в 1971 г.) составила 13,1 млн. т.

ЭЛЬ-ОБРА ФОРМАЦИЯ — распространена в Северной нефтегазоносной области Мексики (бассейн Тампико- Тукспан, включая «Золотой Пояс»). Представлена рифовыми известняками мощн. более 2500 м. Относится к альб-сеноману. Основной нефтеносный комплекс области.

ЭЛЮВИЙ — горные породы, представляющие собой неперемещенные продукты выветривания (в основном физического). Э. формируется на горизонтальных и субгоризонтальных поверхностях, образуя часть отложений коры выветривания. Породы Э. имеют пестрый литологический состав от глыб до глин и характеризуются отсутствием слоистости и сортированности. ЭМЕРОД ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено в Народной Республике Конго, на акватории Гвинейского залива, в 20 км к югу от г. Пуэн-Нуар, на вост, борту Кванза-Камерунского периконтинен- тального бассейна. Приурочено к бра- хиантиклинали размерами 16 X 5 км. Продуктивны три горизонта в сеноманских песчаниках на глубине 190— 540 м. Пл. нефти 0,92. Геол, запасы месторождения превышают 1 млрд, т; из-за высокой плотности нефти и низких пластовых давлений нач. извл. запасы составляли 100 млн. т.

ЭМИГРАЦИЯ — вынос (перемещение) из материнской породы в коллектор образующихся жидких и газообразных продуктов катагенетическо- 662

го превращения РОВ вследствие перепада давления между материнской породой и коллектором. Э. может осуществляться в форме водных растворов этих веществ или, реже, в виде свободной газовой или жидкой нефтяной фаз. Помимо жидких и газообразных УВ мигрируют и др. летучие продукты превращения РОВ: СО2, NH3, N2, H2S, Н2О и в какой-то мере высокомолекулярные асфальтово-смолистые вещества. Наиболее легко и полно выносятся из материнской породы в коллектор метан, несколько хуже — его гомологи (обычно жидкие в условиях пластовых давления и температуры) и низкокипящие нефтяные УВ, значительно хуже — высокомолекулярные жидкие (в пластовых условиях) и твердые нефтяные УВ, а также смолы и асфальтены.

О количественной стороне Э. судят по значению коэффициента эмиграции Хэм, который представляет собой отношение количества эмигрировавших подвижных веществ к исходному образовавшемуся их количеству в материнской породе на данной стадии катагенеза. Практически определяется Хэм микронефти — т. е. системы нефтяных УВ с небольшим количеством асфальтово-смолистых веществ. О составе эмигрирующей микронефти можно судить по характеристике эпиге- нетичных хлороформенных битумои- дов. По групповому и элементному составу они обычно практически почти не отличаются от обычных нефтей, аккумулированных в залежах.

Разработана методика определения Хэм для средне-высокомолекулярной фракции микронефти, включающей в свой состав нефтяные УВ с ТКИп = = 200—250 °C и небольшую долю асфальтово-смолистых веществ. Теоретической основой для определения Хэм является эффект хроматографического разделения битумоидных компонентов РОВ в процессе их Э. из материнских пород в коллектор. В него удаляется система наиболее подвижных УВ с небольшой долей асфальтово-смолистых веществ, отвечающая по своему составу нефти. Вынос этой системы, т. е. микронефти, должен обусловливать в материнской породе эквивалентное относительное накопление асфальтово-смолистых ве-

ществ в составе остаточного сингенетичного битумоида. Нарастание степени остаточности битумоида, обусловленное увеличением объема эмигрировавшей микронефти, особенно четко фиксируется в пачках глинистых материнских пород по направлению от их центральных частей к смежному коллектору, в который происходила разгрузка нефтяных УВ.

При Э. должен сохраняться баланс любого компонента битумоида в системе, включающей в себя, с одной стороны, исходный битумоид, а с другой — остаточный битумоид и эмигрировавшую микронефть. Если обозначить Сисх, Сост, С»м содержание углерода в исходном битумоиде, в остаточном битумоиде и в эмигрировавшей микронефти, а через Кэм — коэффициент эмиграции, т. е. долю битумоида от общего его образовавшегося количества, вынесенную в процессе Э. из материнских пород в коллектор, то по условию материального баланса:

Сисх ~ (1 ^м) Сост 4“ КэМ^аМ’

В соответствии С ЭТИМ Кэм = (Сисх— — Сост) / (Сэм — Сост) . Аналогичным образом Кэм можно определить для других параметров элементного или углеводородного состава битумоидов:

Кэм ” (^ИСХ — ^ ост)/(Я ЭМ — ^ост)?Кзм = (УВ^-УВос^^УВ^-УВос^и т. д.

Эти формулы обычно используются для практического определения Кэм микронефти с Ткип больше 200 °C, для низкокипящих УВ при подсчете общего количества эмигрировавших УВ необходимо вводить эмпирическую поправку, равную примерно 1,3—1,4. Исходные данные для расчета Кэм получают с эмпирических кривых, характеризующих вызванные Э. изменения состава битумоидов от внутренней части глинистых материнских пород по направлению к коллектору, или при росте глубины погружения материнских пород. Параметры среднего состава остаточного битумойда снимаются непосредственно с соответствующих кривых. О параметрах состава исходного битумоида судят по составу незатронутых (или затронутых в наименьшей мере) процессами Э. битумоидов, извлекаемых из цен

тральных частей материнских глинистых пачек. Параметры состава эмигрировавшей микронефти принимаются по данным о среднем составе миграционных битумоидов или непосредственно нефтей изучаемого объекта. Существует также экспериментальный способ определения Кэм микронефти, , основанный на сравнении количества и углеводородного состава хлороформенных битумоидов (ХБ), извлеченных из одного образца последовательной экстракцией сначала из открытых пор (до дробления образца), а затем из закрытых (после дробления образца):

Кэм = АУВо/(2ХБ + АУВо), где А У Во — дефицит УВ в ХБ открытых пор по сравнению с их содержанием в ХБ закрытых пор; 5 ХБ— общее количество ХБ в открытых и закрытых порах.

Опыт проведенных исследований в различных нефтегазоносных бассейнах показывает, что перед началом и в начале зоны проявления ГФН значение Кэм не более 0,02—0,05, а затем быстро возрастает и на завершающей стадии ГФН достигает 0,7—0,8, а в более глубокой зоне погружения 0,8—0,9. В конце катагенеза — начале метагенеза осадочные породы с материнским РОВ содержат уже, как правило, только следы микронефти. Что касается углеводородных газов, то ^эм Для них можно определить путем теоретического балансового расчета генерированного количества газа и экспериментально установленного его остаточного количества в РОВ. Судя по имеющимся данным, КдМ всегда составляет не менее 0,9— 0,95. Установление эмиграционных потерь нефтяных и газовых УВ позволяет диагностировать нефте- и газопроизводящие породы, явившиеся источником для образования нефтяных и газовых' залежей. Данные о Кэм и о концентрации остаточного битумоида позволяют оценить количество эмигрировавших из материнских горных пород нефтяных и газовых УВ, аккумуляция которых обеспечивает формирование залежей.

ЭМУЛЬСИЯ — дисперсная система, состоящая из двух взаимно нерастворимых жидкостей, одна из которых распределена в другой в виде

мелких капелек (глобул), наименьшие из которых могут иметь размер порядка 0,1—0,01 мкм. В нефтегазовой геологии эмульсии нефти в минерализованной воде, преимущественно тонкие (до 10 мкм) и ультратонкие (менее 1 мкм), рассматриваются как одна из форм первичной эмиграции жидких углеводородов из производящих пород. Кроме того, эмульсии нефти в воде и воды в нефти образуются при обводнении добываемой нефти пластовой, особенно щелочной, водой. Устойчивость эмульсий нефти в воде увеличивается с ростом их дисперсности.

ЭНЕРГИЯ ПЛАСТОВАЯ — совокупность тех видов механической и тепловой энергии флюида и горной породы, которые могут быть практически использованы при отборе флюидов из пласта. Главные из них: 1) энергия напора законтурных вод залежей нефти и газа; 2) энергия упругого сжатия горной породы и флюида, в том числе газа, выделившегося в свободную фазу из растворенного состояния при снижении давления; 3) часть гравитационной энергии вышележащих толщ, расходуемая на пластические деформации коллектора, вызванные снижением пластового давления в коллекторе в результате отбора флюида из него; 4) тепло флюида, выносимое им на поверхность при эксплуатации скважин. Практически значима не вся Э. п., а лишь та ее часть, которая может быть использована с достаточной эффективностью при эксплуатации скважин. Употребление термина Э. п как синонима термина «давление пластовое* ошибочно

ЭОН — подразделение геохронологической шкалы, охватывающее отрезок геологического времени, в течение которого происходит формирование отложений эонотемы. Продолжительность Э. составляет несколько сотен миллионов лет.

ЭОНОТЕМА — подразделение общей стратиграфической шкалы, объединяющее отложения нескольких эратем. Общепринятой Э. в настоящее время является только фа- нерозой.

ЭПИБОЛЬ — см акме-зона.

ЭПИГЕНЕЗ — вторичные минералогические и структурные изменения

осадочных горных пород в совокупности с изменениями содержащихся в них флюидов (воды, нефти, газа). Э. наступает после завершения диагенеза как при увеличении глубины погружения до начала метаморфизма (прогрессивный Э ), так и при поднятии, сменяющем погружение, до начала гипергенеза (регрессивный Э.). Прогрессивный Э. без привноса вещества, только за счет внутренних ресурсов горных пород, называется стадиальным Э. Изменения, вызванные флюидами, поступающими из внешних источников, наызваются наложенным Э. Таким образом, термином Э. характеризуется история изменения состава и свойств горных пород в конкретной осадочной толще после их образования («эпи» — после). Термин неприменим для характеристики изменений отдельных составляющих частей горной породы (минералов, РОВ, пустотного пространства, флюидов). Любые процессы стадиального Э. приводят к уплотнению осадочных пород за счет уменьшения их пористости и увеличения удельного веса твердых компонентов. Основные из этих процессов: дегидратация минералов (особенно глинистых), преобразование одних минералов в другие, цементация, остаточное обуглероживание РОВ и т. д. Стадиально-эпигенетические изменения горных пород могут быть количественно охарактеризованы изменениями параметров ее отдельных компонентов. Так, растет отражательная способность витринита, увеличивается степень гидрослю- дизации монтмориллонитов, падает объем пустотного пространства и т. д.

На этой основе строятся шкалы ка- тагенстической преобразованности (шкалы катагенеза). В разных осадочных толщах различных осадочных бассейнов шкалы катагенеза, построенные по отдельным компонентам, не совпадают из-за неодинакового влияния на них одних и тех же факторов (давления, температуры, особенностей строения разрезов, скоростей прогибания и т. д.), и только совокупность шкал катагенеза, построенных по всем компонентам, иллюстрирует специфику стадиального Э. конкретной осадочной. толщи. Наряду со стадиальными при прогрессивном Э. протекают так-

же наложенные эпигенетические изменения, вызываемые внедрением в погружающуюся породу флюидов из внешних источников. Так, внедрение агрессивных флюидов (например, вод, обогащенных углекислотой) приводит к выщелачиванию минералов (чаще всего карбонатных), каолинизации трехслойных глинистых минералов и к другим процессам, сопровождающимся улучшением коллекторских свойств пород. При этом растворенные компоненты сохраняются внутри толщи и отлагаютёя в других частях порового пространства горной породы, цементируя его. К цементации горных пород приводит также смешение растворов разного состава. Заполнение емкости горных пород углеводородами, наоборот, резко замедляет любые эпигенетические процессы, в большинстве своем являющиеся ионными реакциями. В то же время на ВПК в результате реакций в системе порода — вода — УВ активизируются процессы выщелачивания, цементации и т. д. Чем контрастнее различия между пришедшим флюидом и поровым флюидом данной горной породы, тем резче проявляются ее наложенно- эпигенетические изменения. В отличие от прогрессивного, регрессивный Э. вызывается падением давления и температуры при приближении породы к поверхности и всегда обусловлен внедрением флюидов из сторонних источников. Процессы, протекающие при регрессивном Э., аналогичны тем, которые протекают при прогрессивном наложенном Э., но, в отличие от них, могут сопровождаться полным выносом растворенных компонентов, что может ' привести к улучшению коллекторских свойств без их параллельного ухудшения в др частях толщи (например, близповерхностный карст)

ЭПИГЕНЕТИЧНЫЙ — термин, применяемый для обозначения минералов, пластовых флюидов, процессов, вторичных по отношению к горной породе, в которой они проявляются. В осадочных горных породах эти минералы, флюиды и процессы проявляются на стадии эпигенеза

ЭПИДОТ — минерал метаморфических пород, силикат сложного состава. Тв 6,5—7. Пл 3,21—3,52 В осадочных породах адлотиген-

ный акцессорий. Умеренно устойчивый (см. минералогия терригенная').

ЭПОХА — подразделение геохронологической шкалы, соответствующее отрезку геологического времени, в течение которого формируются отложения отдела.

ЭРАТЕМА (группа)—подразделение общей стратиграфической шкалы, объединяющее отложения, накопившиеся в течение эры. Общепринятыми являются эратемы фанерозоя: кайнозойская, мезозойская, палеозойская. Протерозой и архей единообразного подразделения на Э. до сих пор не имеют.

ЭРЛИФТ — техническое устройство для подъема жидкости (главным образом воды) из скважины при помощи сжатого воздуха. Основными элементами устройства являются: 1) компрессор, подающий сжатый воздух; чем большее давление он развивает, тем с большей глубины может быть поднята жидкость; 2) компрессорная арматура, служащая для подвода воздуха и отвода водовоздушной смеси, герметизации устья скважины и поддержания спущенных в скважину труб; 3) компрессорные трубы, спускаемые в ствол обсаженной скважины на глубину максимально необходимого (допустимого) понижения уровня; 4) сепаратор (трап) для отделения воды от воздуха Аналогичное устройство, служащее для подъ ема нефти, в котором вместо воздуха используется газ (специально подаваемый или попутный, выделяющийся из нефти), называется газлифтом. Элемент газлифтного подъема нефти имеет место при работе любой нефтяной скважины независимо от способа извлечения нефти, содержащей растворенный газ. В определенных условиях (высокая пластовая температура, большой дебит) одним из элементов подъемной силы, способствующей извлечению жидкости на поверхность, является высокая температура жидкости, снижающая ее плотность По аналогии с эрлифтом и газлифтом это явление получило название термолифт. Если эрлифт и газлифт позволяют поднимать жидкость с глубин несколько сот метров и даже километров, то влияние термолифта па повышение динамического уровня

ограничивается несколькими десятками метров.

ЭРМАНОВСКАЯ СВИТА — распространена на Зап. Камчатке. В нижней части представлена алевролитами, песчаниками и песками с пластами диатомита и лигнита (до 50 м), в верхней части — песчаниками, песками, алевролитами, туффитами и туфами с пластами лигнита (400 м). Мощн. 450 м. Охарактеризована двустворками (в нижней части разреза), диатомеями, спорово-пыльцевыми комплексами. Возраст поздний миоцен. Промышленно газоносна в Колпаков- ском прогибе.

ЭРОЗИЯ — размыв горных пород и удаление продуктов размыва движущейся водой. Э. служит одним из главных факторов формирования рельефа. Выделяется плоскостная Э, приводящая к сглаживанию рельефа, и линейная Э., приводящая к расчленению земной поверхности. Линейную Э. разделяют на глубинную (регрессивную), которая распространяется от низовьев к верховьям реки и формирует ее продольный профиль, и боковую, приводящую к расширению днища долины реки.

ЭСПИРИТУ-САНТУ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — вытянута вдоль восток-юго-восточного атлантического побережья Бразилии (штаты Рио-де-Жанейро, Сан-Паулу, Парана), от г. Салвадор до Рио-де-Жанейро. Промышленная нефтегазоносность установлена в 1972 г., когда на суше было открыто первое нефтяное месторождение Фасенда-Сандру. Связана с периконтинентальным прогибом; на северо-востоке примыкает к НГО Сержипи-Алагоас и Реконкаву, на юго-западе граничит с НГО Пело- тас на западе — с Бразильской платформой (Восточно-Бразильский массив). При наибольшей протяженности 1100 км и максимальной ширине 250 км, ее площадь составляет 126,3 тыс. км2, а объем осадков 378,9 тыс. км3 (по другим данным соответственно 60 тыс. км2 и 360 тыс. км3). Фундамент, сложенный породами докембрия, залегает па глубинах от 1—2 до 5 км и более; осадочное выполнение представлено мезозойскими и кайнозойскими образованиями, максимальные мощности которых достигают соответственно более 2 и

4 км. Бассейн субширотными поднятиями разделяется на впадины Кама- му-Альмада, Жекитиньонья, Кумурук- Сатиба, собственно Эспириту-Санту и Кампус.

Оценка начальных извлекаемых природных ресурсов составляет: нефть 285 млн. т (на долю акватории — 90,4 %), конденсат 15 млн. т (98,5 %), газ 300 млрд, м3 (98,0%). Месторождения связаны с антиклиналями; залежи пластовые сводовые и массивные, залегающие на глубинах 2000— 3300 м; продуктивны песчаники и известняки юры (?), нижнего и верхнего мела. Наиболее известные месторождения сосредоточены в районе акватории бассейна Кампус у берегов штата Рио-де-Жанейро, на долю которого, как полагают, будет приходиться более половины добычи нефти страны. Это месторождения Энчова (добыча началась в 1983 г.), Намо- раду, Черне, Гарупа, Каралеба (1982 г.), Бониту, Парати (1980 г)., Гарупинья, Пирауна (1981 г.), Бику- ду, Бадеху, Лингуаду, Корвина и др., где применяется система быстрого ввода в эксплуатацию.

ЭССЕКСИТ — см. породы изверженные.

ЭТАЖ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ — интервал разреза (в метрах) от первого снизу до самого верхнего продуктивного горизонта на месторождении, в районе, в бассейне и т. д.

ЭТАЖ ПРОМЕЖУТОЧНЫЙ — см. комплекс промежуточный.

ЭТАЖ РАЗВЕДКИ — часть разреза месторождения, включающая один или несколько нефтегазоносных горизонтов, которые могут быть разведаны одной скважиной или самостоятельной сеткой скважин. Э р. выделяется на основании сходства или несущественности различий продуктивных пластов по ряду признаков: глубине залегания, геологическому строению, условиям бурения скважин и разработки залежей. При разведке основной объем работ и избираемая методика их проведения должны быть направлены главным образом на изучение залежи базисного горизонта данного Э. р , а остальные залежи разведываются, как правило, попутно. ЭТАЖ СТРУКТУРНЫЙ —регионально распространенный комплекс пород, образовавшихся в течение определен-

ного тектонического цикла или серии циклов. Э. с. свойственно единство структурного плана, сходные степень вторичной измененности пород и характер магматогенных образований. Э. с. отделяются друг от друга угловыми или иного рода несогласиями. В пределах платформенных областей выделяются в качестве Э. с. складчатый (кристаллический) фундамент, промежуточный комплекс и платформенный чехол, с отложениями которого связано до 2/3 выявленных ресурсов нефти и газа. В геосинкли- нальных областях наибольший интерес с точки зрения геолога-нефтяника представляет Э. с., отвечающий альпийскому циклу развития.

ЭТАН — алкан СаНб гомологического ряда метана. Бесцветный газ; ТКип — — 88,63 °C. Пределы взрываемости в смеси с воздухом 3,22—12,45 об. %. Растворимость Э. в воде несколько выше растворимости др. газообразных алканов (4,7 мл в 100 мл при 20°C). Содержание Э. в газах чисто газовых залежей обычно менее 0,5 %, в нефтяных попутных газах до 30%. Э. — ценное сырье нефтехимической промышленности, используемое в производстве полиэтилена, синтетических каучуков, волокон, пластмасс и т. д. Промышленное значение имеют газы, содержащие более 3 % Э.

ЭТАПЫ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ — относительно самостоятельные и наиболее крупные части геологоразведочного процесса, отличающиеся характерным комплексом изучаемых геологических объектов, решаемых задач, преобладающих методов исследований и получаемых результатов (см. стадийность геологоразведочных работ). По сложившейся практике планирования и оценке результатов геологоразведочные работы на нефть и газ в СССР подразделяются на три этапа: региональный, поисковый и разведочный.

Этап региональных геолого-геофизических работ включает в себя изучение основных закономерностей геологического строения слабо исследо ванных осадочных бассейнов и отдельных литолого-стратиграфических комплексов, прогнозную оценку перспектив нефтегазоносности крупных территорий и определение первоочередных районов и литолого-страти

графических комплексов для постановки поисковых работ на нефть и газ. Региональный этап изучения недр и прогнозной оценки перспектив нефтегазоносности опережает поисковый и разведочный этапы и продолжается до тех пор, пока имеются благоприятные предпосылки для обнаружения новых перспективных комплексов и зон нефтегазонакоплепия.

Этап поисковых работ (см. поиски месторождений и залежей), объединяющий комплекс преимущественно геолого-геофизических исследований и глубокое поисковое бурение, направлен на выявление и подготовку перспективных объектов с оценкой их ресурсов по категории С3, которые затем вводятся в глубокое бурение с целью обнаружения новых месторождений и залежей нефти и газа на ранее открытых месторождениях с оценкой их запасов по категориям С2 и частично Сь Поисковые работы должны обеспечить необходимые предпосылки и условия для планирования прироста разведанных запасов нефти и газа. Характерной их особенностью является вероятностный исход в получении положительных результатов.

Этап разведочных работ (см. разведка месторождений и залежей), выполняемых в основном с применением глубокого разведочного бурения, заключается в оценке промышленной значимости и подготовке новых месторождений и залежей к разработке, подсчете и дифференциации разведанных запасов категории Ci и частично категории С2 (не более 20 %) применительно к методам извлечения. Результаты подсчета запасов нефти и газа представляются на утверждение в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР (ГКЗ СССР).

ЭТИЛБЕНЗОЛ — см. арены.

ЭТОЛОНСКАЯ СВИТА — распространена на Камчатке. Представлена чередованием песчаников, алевролитов, туфов, туффитов, гравелитов. Мощн. 200—1000 м. Охарактеризова на двустворками. Возраст поздний миоцен.

ЭФИР ПЕТРОЛЕЙНЫЙ (нефтяной) — наиболее легкая фракция нефти (выкипающая до 70°C), применяемая в битуминологии в качестве

растворителя (в частности, при групповом анализе).

ЭФФЕКТ ЛОБОВОЙ И ТЫЛОВОЙ (эффект Савченко) — смещение диффузионного ореола рассеяния растворенного в пластовых водах газа вокруг газовой или нефтяной залежи за счет его сноса движущимися подземными водами: уменьшение ширины ореола в лобовой части и расширение в тыловой.

ЭФФЕКТ ФИЛЬТРАЦИОННЫЙ — явление уменьшения концентрации растворенных веществ при прохождении раствора через тонкодисперсную среду. Э. ф. включает в себя в различных соотношениях физически разные явления: обратный осмос (при полупроницаемых мембранах), сорбцию, иногда электрокинетические явления и пр. Роль Э. ф. в формировании состава подземных вод не выяснена.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ — важнейшая экономическая характеристика результативности геологоразведочной деятельности. Определяется путем соизмерения полученного эффекта с вызвавшими этот эффект затратами. Проблема определения Э. г. р. полностью еще не решена. Затруднения, возникающие при ее решении, обусловлены специфическими особенностями геологоразведочной деятельности, при которой затраты труда находятся в вероятностной связи с продуктом труда — выявленными и разведанными месторождениями полезных ископаемых. Однако разработанные уже принципы и методические приемы позволяют получить достаточно объективные представления о достигнутом уровне Э. г. р. и судить о ее динамике. Основными условиями достижения высокой Э. г. р. на нефть и газ являются: 1) удовлетворение потребностей добывающей промышленности в запасах нефти и газа; 2) обеспечение необходимых пропорций между добычей и разведанными запасами; 3) рациональное размещение разведанных месторождений; 4) сокращение издержек на подготовку запасов; 5) повышение качества запасов, позволяющее получить дополнительную экономию при их использовании в народном хозяйстве.

Исходя из этих условий можно сформулировать общий критерий эффективности геологоразведочных работ как обеспечение народного хозяйства страны запасами нефти и газа необходимого качества с минимальными затратами живого и овеществленного труда в геологоразведочной отрасли и в смежных отраслях производства. Для определения Э. г. р. на нефть и газ рекомендуется следующая система показателей* 1) обеспеченность (кратность) фактической или планируемой добычи запасами; 2) интенсивность восполнения запасов; 3) удельные затраты на подготовку единицы запасов (или прирост запасов на один рубль затрат); 4) коэффициент эффективности подготовки запасов. Для выявления резервов снижения затрат, повышения производительности труда, совершенствования методики поисков и разведки оценка эффективности должна производиться не только по конечным результатам геологоразведочного процесса, но и по отдельным его методам, стадиям и этапам. Критерием эффективности в данном случае является качественное решение геологических -задач с наименьшими трудовыми и материальными затратами. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ ОБЩАЯ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ— соизмеряет полученный или ожидаемый эффект от подготовки запасов нефти и газа, с соответствующими затратами на их выявление и разведку. Э. г. р. о. э. определяется при анализе фактических результатов работ с целью изыскания резервов ее повышения (фактическая эффективность), а также при разработке текущих и перспективных планов и проектировании геологоразведочных работ с целью выбора наиболее эффективных направлений подготовки запасов (ожидаемая эффективность)

Анализ Э. г. р. о э. проводится по локальным геологическим объектам (площадям, месторождениям), геологическим районам, нефтегазоносным областям и провинциям. Э. г. р. о. э. должна оцениваться на основе сопоставления фактических или ожидаемых значений показателей эффективности с соответствующими нормативами. При отсутствии утвержденных

нормативов оценка производится путем анализа динамики показателей эффективности за ряд лет, либо сопоставлением их с теми же показателями по др. районам, находящимся в сходных геологических условиях и на той же стадии изученности.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ СРАВНИТЕЛЬНАЯ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ — соизмеряет объекты оценки по минимуму приведенных затрат с целью выбора лучшего из сравниваемых вариантов. Сравнительная экономическая эффективность используется при решении следующих групп типовых задач: а) выбор оптимального варианта плана геологоразведочных работ в масштабе предприятия геолого-экономического района, отрасли, обеспечивающего получение заданного прироста запасов с наименьшими текущими и капитальными затратами; б) обоснование рациональной очередности ввода в разведку перспективных площадей и месторождений; в) выбор рационального метода или комплекса методов геологоразведочных работ при условии сопоставимой геологической результативности этих методов; выбор оптимальных производственных решений; г) сравнительная экономическая оценка принципиально различных направлений поисков и разведки месторождений суши и моря, залежей на больших глубинах, литологических и стратиграфических залежей и т п. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ОТДЕЛЬНЫХ СТАДИЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ — геологоразведочные работы на нефть и газ — сложный многостадийный процесс, в котором промежуточные результаты оказывают большое влияние па конечные итоги (см. стадийность геологоразведочных работ). На этапе региональных работ эффективность определяется ценностью полученной геологической информации. Ценность информации, характеризуемая се полнотой и достоверностью, зависит от степени решения задач поставленных перед данным этапом работ. Поскольку региональные работы по своим результатам и значению относятся к научным исследованиям прикладного характера, оценка их эффективности возможна методами, которые используются для научных исследований.

Конечными результатами поискового этапа работ являются вновь открытые месторождения и залежи. Значение открытых месторождений определяется величиной запасов категорий Сз и Ср В целом эффективность данного этапа работ может определяться следующей системой геолого-экономических показателей: 1) коэффициент успешности поисков месторождений; 2) доля продуктивных скважин (успешность по скважинам); 3) средние запасы нефти и газа категорий Сз и Сь приходящиеся на одно открытое месторождение; 4) средняя продолжительность поисков месторождений; 5) средний объем работ (число скважин и проходка по ним), затраченный на открытие одного месторождения; 6) средние затраты на открытие одного месторождения.

Результаты разведочного этапа одновременно отражают конечные результаты геологоразведочных работ. Эффективность разведки месторождений зависит от геологических и др. природных факторов, объема и достоверности информации, полученной на поисковом этапе, а также в большой мере от методики, техники и организации разведочных работ. Особенно сильно эффективность разведочных работ зависит от концентрации запасов месторождений. Критерий высокой эффективности разведки — качественная и ускоренная подготовка месторождений к разработке при наименьшем количестве скважин, трудовых и материальных затрат. Эффективность разведочного этапа может быть оценена следующей системой показателей: 1) подготовленность месторождений к разработке (отношение числа подготовленных месторождений к числу законченных разведкой); 2) средняя продолжительность разведки месторождений; 3) удельный прирост извлекаемых запасов нефти, конденсата и газа категорий Ci + С2 на один метр проходки и на одну законченную строительством скважину, 4) удельные затраты на прирост 1 т запасов категорий Ci + С2.

ЭФФУЗИЯ ГАЗА — миграция свободного газа (преимущественно вертикальная) через поры и трещины горных пород путем фильтрации и всплывания. Характеризуется боль-

шими скоростями и высокой интенсивностью, чем, в частности, отличается от диффузии газа, протекающей с малыми скоростями.

ЮБИЛЕЙНОЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— расположено на севере Тюменской области, на водоразделе рек Надым и Пур, в их нижнем течении. Месторождение открыто в 1969 г. Приурочено к брахиантиклинальному поднятию субмеридиональпого простирания на сев. периклинали Танловского мегавала. Размеры поднятия по кровле сеномана 37 X 15 км, амплитуда 150 м. Предполагаемая мощность осадочного чехла в районе месторождения около 4 км. На месторождении открыты шесть залежей: три газовые— в сеноманских, альбских и аптских отложениях, две газоконденсатных и одна нефтяная — в готерив- барремских отложениях. Сеноманские продуктивные отложения залегают на глубине 1027—1181 м в кровле по- курской свиты. Покрышкой являются туронские глины мощн. до 550 м. Продуктивный пласт представлен песчаниками и прослоями алевролитов и глин. Эффективная мощн. пласта 19 м, пористость 32 %, проницаемость до 6 мкм2. Дебиты газа 2500— 8900 м3/сут на 31,6-миллиметровой шайбе, пластовая температура 32 °C. Залежь газа массивного типа. Высота залежи 138 м. В газе преобладает метан (98,4 %), тяжелых углеводородов 0,015 %, пл. газа по воздуху 0,566. Газовые залежи в альбских и аптских отложениях располагаются на глубинах 1620—1750 м. Приурочены к низам покурской свиты. Пластовая температура от 47—51 до 53 °C. Залежи пластовые сводовые. Газоконденсатные сводовые залежи в неокомских отложениях расположены на глубинах 2200—2600 м. Приурочены к отложениям вартов- ской свиты. Пластовая температура

от 70 до 78 °C. Верхняя залежь массивная, нижняя — пластовая.

ЮЕДЕЙСКАЯ СВИТА —распространена на северо-западе Алданской ан- теклизы и в пределах Непско-Ботуо- бинской антеклизы (Вост. Сибирь). В нижней части представлена доломитами с прослоями и пачками пестроцветных мергелей, известняков и глин, в верхней части — известняками и доломитами с прослоями доломитовых мергелей и аргиллитов. Мощн. 50—90 м в бассейне р. Олёкма и 70—160 м в пределах Непско-Бо- туобинской антеклизы. Является аналогом пестроцветной свиты рек Алдан и Амга. Охарактеризована водорослями, микрофитолитами, акритархами и (в верхней части) археоциатами, хиолитами Относится к основанию кембрия. Промышленно нефтегазоносна.

ЮЖНО-АФРИКАНСКАЯ ГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (Южно-Кан- ская) — находится в юж. части ЮАР. В тектоническом отношении представляет собой межгорную впадину, открытую на юго-восток в сторону Индийского океана. Ее размеры 425 X X 240 км, площадь 103 тыс. км2, объем осадочного выполнения 206 тыс. км3. Ориентировка длинной оси юговост. Начало освоения 1969 г. Фундаментом служит палеозойский складчатый комплекс. Осадочная толща, мощн. до 5 км, сложена в основном мезозойскими (до 4 км) и кайнозойскими отложениями, образующими брахиантиклинальные складки. На одной из них на суше в верхнем отделе меловой системы открыто одно мелкое газовое месторождение. Дальнейшие поисковые работы ведутся в подводной части впадины на прибрежной акватории Индийского океана.

ЮЖНО-КАСПИЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — охватывает акваторию Юж. Каспия и со- прсдельные а районы суши: Западно- Туркменскую низменность на востоке, Куринскую впадину на западе и юго-вост, погружение Большого Кавказа на северо-западе. Начата освоением в конце XIX в. В современном структурном плане представляет собой хорошо закрытую межгорную впадину, окруженную со всех сторон сложно построенными складчатыми

сооружениями. С северо-востока впадину ограничивают горноскладчатые сооружения Куба-Дага и Большого Балхана, с востока — Малого Бал- хана и западные отроги Копетдага Южным ее обрамлением являются Аладаг-Эльбургская, Тальгинская и Малокавказская складчатые системы, северо-западным и западным — мегаантиклинорий Большого Кавказа и Дзирульский массив Северная граница Южно-Каспийской провинции расположена в море и соответствует Апшероно-Челекенскому порогу. В этих границах провинции имеет площадь 260,0 тыс. км2 (ср. длина 200, макс. — 900 км; ср ширина 400, макс. — 500 км). Объем осадков чехла достигает примерно 7920,0 тыс. км3 (в том числе мезозойских 4320,0 тыс., кайнозойских 3600,0 тыс. км3). Простирание длинной оси впадины субширотное (115°)

Герцинский складчатый фундамент представлен метаморфизованными породами позднепалеозойского — триасового возраста. Макс. мощи, мезозойских отложений достигает 13 км, кайнозойских—12,7 км, в том числе эоцен 1460 м, олигоцен — миоцен 3850 м, понт 700 м, продуктивная толща (плиоцен) 3500 м и более, акча- гыл 1200 м, апшерон 2000 м. Максимальная глубина залегания кровли фундамента 22 км (Юж. Каспий) В разрезе чехла Южно-Каспийской впадины выделяются два структурных подэтажа: с субширотной ориентировкой структур мезозой-миоцено- вый и с субмеридиональной—плио- цен-антропогеновый. Для мезозоя и олигоцен-миоцена характерны флишевые и более тонкообломочные морские молассовые формации. В плио- цен-антропогеновос время формировались более грубые, в основном континентальные молассы. Доля морских отложений в составе всего чехла составляет от 80 до 90 %. Доля карбонатных пород не превышает 3—10 % (мощность карбонатной флишевой формации в составе мезозойских отложений колеблется от 800 до 2500 м).

В Ю. -К. н. п. выделяется наиболее погруженная депрессия Юж. Каспия и прибортовое окаймление: субширотно ориентированная Куринская впадина, Юго-Вост. погружение Большого

Кавказа, Апшероно-Прибалханская тектоническая зона и субмеридиональная Гограньдаг-Окаремская зона поднятий. Общая интенсивность тектонических движений внутренней депрессии Южно-Каспийской впадины (отношение амплитуды этой структуры к ее площади) составляет 0,15 м/км2. Наибольшей тектонической интенсивностью характеризуются структуры Апшеронского п-ва (0,1), Апшеронского архипелага (0,07), При- балханская зона поднятий (0,06) и Прикуринского района (0,02). В Ю.- К. н. п. преобладают брахиантикли- нальные структуры, осложненные дизъюнктивами, диапиризмом и грязевым вулканизмом. Размеры поднятий: Апшеронский п-ов (7—10) X X (2—4) км, Прибалханский район (20—25) X (7—20) км, Апшеронский архипелаг (9—10) X (2—4) км, Бакинский архипелаг (20—25)X(4— 5) км. Амплитуда поднятий 2000— 2500 м, крутизна крыльев 40—50°

Неантиклинальные ловушки приурочены к зонам выклинивания отложений калинской и подкирмакинской свит на территории Зап. Апшерона. Роль покрышек в отложениях продуктивной толщи выполняет надкирма- кинская глинистая толща (мощн. от 90 до 100—140 м) и апшероно-акча- гыльские глины (мощн. 200—550 м). Мезозойские терригенно-карбонатные породы и эффузивные образования продуктивны в Куринской депрессии, на Зап. Апшероне и в Кобыстане. Палеоген-миоценовые песчано-глинистые породы имеют запасы нефти в Карталинском, Кировабадском, Саат- лы-Геокчайском районах Куринской депрессии. Основным продуктивным комплексом является песчано-глинистая продуктивная (красноцветная) толща среднего миоцена мощн 3500 м и более. Наивысшая эффективная пористость песчаников достигает 25 %, проницаемость 0,9—1,2 мкм2. Коллекторские свойства продуктивной толщи в верхнем ее отделе несколько хуже, чем в нижнем. Максимальное количество песков и алевролитов (65 %) продуктивная толща содержит в Центральном и на Вост. Апшероне и Апшеронском архипелаге. Промышленные скопления УВ в ней выявлены на Апшеронском п-ове, Апшеронском архипелаге, в Прибалхаиском,

Прикуринском, Кобыстанском районах, на Бакинском архипелаге и в Гограньдаг-Окаремском районе Ю.-К. н.п. Рост амплитуды локальных поднятий в Ю.-К. н. п. способствует увеличению в них запасов УВ лишь до определенного предела. При дальнейшем возрастании амплитуды структур резко ухудшаются условия сохранности и запасы снижаются (Апшеронский п-ов, Апшеронский архипелаг, Прибалханский, Прикуринский районы). Наиболее продуктивными являются структуры с амплитудой 2250 м (Балаханы-Сабунчи-Раманы, Нефтяные Камни). Аналогичная закономерность наблюдается между интенсивностью тектонических движений, степенью дислоцированности локальных структур и запасами УВ. На месторождениях Апшеронского архипелага наиболее насыщенными являются структуры, испытавшие наибольшие дислокации в позднеплиоцен- антропогеновое время (Нефтяные Камни). Но чрезмерный рост структур в это время приводит к разрушению залежей. Региональное погружение складчатости к центру Юж. Каспия сопровождается замещением нефтяных залежей газонефтяными и далее газоконденсатными.

Наиболее широко распространены залежи пластового сводового типа, преимущественно тектонически экранированные. Несколько реже встречаются залежи сводовые, ненарушенные или разбитые на отдельные блоки. Еще реже распространены стратиграфические и литологически экранированные. Последние открыты на Апшеронском п-ове в Юго-Вост. Ко- быстане, Кировабадском и Карталин- ском районах. В Ю.-К. н. п. насчитывается месторождений: нефтяных свыше 70, газонефтяных и газоконденсатных свыше 35. Основная доля геологических запасов УВ (~ 80 %) сосредоточена в интервале глубин до 3500 м. Областями неширокого распространения природных битумов являются сев. часть Южно-Кобыстан- ского района, сев.-зап. и сев. части Апшеронского п-ова и Апшеронского архипелага.

ЮЖНО-МАНГЫШЛАКСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена на вост берегу Каспийского моря, протягивается от широты

зал. Кара-Богаз-Гол до п-ова Тюбка- раган. На востоке ее ограничивают обрывы Устюрта, на севере — хр. Ка- ратау. Первые значительные месторождения нефти открыты в 1961 г. В тектоническом плане НГО приурочена к сев.-зап. части Туранской плиты. Степень закрытости по площади средняя. Площадь НГО составляет 52,5 тыс. км2, ср. длина 35,0, макс. — 400 км. Ср. ширина ее 170, макс.—190 м. Объем осадочного слоя составляет 460 тыс. км3 (?), в том числе палеозойских пород 23 тыс. (?), мезозойских 386 тыс. (?), кайнозойских 51 тыс. км3-(?). Длинная ось НГО простирается по азимуту 120°. По мнению большинства исследователей, складчатый фундамент герцип- ского возраста. Макс. мощн. пород чехла около 8 км. Вскрытая мощн. палеозоя порядка 1000 м; мощн. мезозоя 7965, кайнозоя 1230 м. Максимальная глубина залегания кровли фундамента составляет около 9 км. Промежуточный структурный этаж, сложенный породами триаса и верхнего палеозоя, распространен на подавляющей части территории НГО. Представлен слабометаморфизованны- ми терригенными, реже частично карбонатными породами. Метаморфизм углей достигает стадии ПА, макс, мощн. 5,5 км

Крупные региональные перерывы в разрезе НГО фиксируются- 1) на границе палеогена и неогена, где с резким угловым и стратиграфическим несогласием породы тортонского яруса ложатся на размытую поверхность более древних отложений от олигоцена до кампанского яруса (Узень); 2) па границе юры и мела, где с угловым и стратиграфическим несогласием породы берриаса залегают на различных горизонтах юрских пород; 3) на границе юры и триаса, где наблюдается резкое угловое несогласие и размыв. Доля морских отложений в составе чехла составляет 90%, доля карбонатных пород—12 %. В тектоническом плане НГО соответствует Южпо-Мангышлакскому прогибу, в пределах осевой части которого выделяются Сегендыкская и Жазгурлин- ская депрессии, разделенные Кара- гиинской седловиной. Сев борт прогиба осложнен Жетыбай-Узеньской и Кокумбайской ступенями, в строении

которых значительную роль играют нарушения сев-зап. направления. Юж. борт прогиба осложнен Кендыр- линской ступенью В зап. части прогиба выделяется Песчаномысско-Ра- кушечный мегасвод, граничащий с Сегендыкской и Жазгурлинской депрессиями и Карагиинской седловиной. В его пределах различаются Пес- чаномысский и Ракушечный купола Южно-Мангышлакский прогиб имеет крутой сев. и пологий юж. борта. Углы регионального уклона сев. борта по подошве меловых отложений 2°— 2°30', южного — Г—ГЗО'.

Региональной покрышкой для юрских залежей являются карбонатноглинистые породы оксфордского и ки- мериджского ярусов верхней юры. Основной нефтегазоносный комплекс НГО — юрско-меловой, причем основная часть запасов нефти и газа в нем связано с келловей-среднеюрскими отложениями. Сложен комплекс терригенными породами, в юрских отложениях выделяется 13 продуктивных горизонтов, а в меловых 12. Вторым нефтегазоносным комплексом являются триасовые толщи, где основные запасы УВ связаны с карбонатными и вулканогенно-карбонатными пачками среднего отдела. Наибольшее количество месторождений нефти и газа в юрско-меловом комплексе приурочено к Жетыбай-Узеньской тектонической ступени. В триасовом комплексе большинство выявленных месторождений приурочено к Песчаномысско-Раку- шечному мегасводу. Основной тип залежей пластовые сводовые, среди которых встречаются дизъюнктивно, литологически и стратиграфически ограниченные. В настоящее время открыто более 30 нефтяных, нефтегазовых, газонефтяных и газоконденсатных месторождений

Месторождения природных битумов приурочены к сводовым частям выведенных на поверхность разрушенных эррозией бывших нефтяных месторождений Тюбеджик и Карасязь- Таспас в основном в терригенных породах нижнего мела.

ЮЖНО-ПРЕДУРАЛЬСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (Пред- уральская) — расположена на вост, окраине Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и простирается субМеридионально вдоль Уральского кря

жа от нижнего течения р. Колвы на севере до района г. Актюбинска на юге. Начало ее освоения относится К 1929 г. Область находится в пределах Предуральского краевого прогиба и представляет собой группу впадин, чередующихся с поперечными поднятиями. С севера на юг прослеживаются Соликамская, Юрюзано-Сыл- венская и Бельская впадины, разделенные соответственно Косьвинско-Чу- совским и Каратауским поперечными поднятиями. Область характеризуется средней степенью закрытости по площади, поскольку на западе граничит с перспективными районами Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, а на востоке с бесперспективным Уральским кряжем. Площадь области составляет 93 тыс. км2, длина 125Q км, ср. ширина 90 км, максимальная—135 км. Объем осадочных образований составляет 700 тыс. км3, в том числе мезозойских отложений 1,8 тыс., кайнозойских 2 тыс. км3. Возраст фундамента в Соликамской и Юрюзано-Сылвен- ской впадинах архейский, а в Бельской архейско-протерозойский. Максимальная мощность пород осадочной толщи составляет более 11 км (Бельская впадина), в том числе палеозойских образований 8 км, мезозойских 300 м, кайнозойских 100 м. Максимальная глубина залегания фундамента в Соликамской впадине 7, в Юрюзано-Сылвенской 9, в Бельской 11 км. Промежуточный структурный этаж сложен протерозойскими образованиями ^бавлинская серия), представленными преимущественно терригенными отложениями (песчаниками, алевролитами, глинистыми сланцами) cv подчиненными прослоями карбонатных отложений (доломитов) в нижней части Макс, мощность до 1 км.

Региональные перерывы соответствуют позднепермскому времени и почти всему мезозою — кайнозою. Общая интенсивность тектонических движений составляет 0,06 м/км2, для Соликамской впадины — 0,128, для Юрюзано-Сылвенской — 0,123 и для Бельской — 0,050 м/км2. Локальные структуры в основном представлены брахиантиклиналями, небольшими по площади (в среднем 11 км2) с соотношением осей 1:2 и амплитудами

в пределах десятков, реже сотен метров. С приближением к Уралу наблюдается появление поднятий, осложненных надвигами, резкое несовпадение структурных планов по нижним и верхним горизонтам. В зап. и центральной части Бельской впадины широко расщ)остранены рифогенные структуры. Локальные поднятия наиболее изученной Соликамской впадины разнообразны по генезису. Установлены тектонические, седиментационные и структуры нагнетания. Седиментационные формы являются структурами облекания рифогенных тел позднедевонского и артинского возраста. Размеры рифов колеблются от 1X1 до 20 X 25 км, амплитуды от первых десятков до 300 м. Структуры нагнетания установлены в кунгурских отложениях. Они имеют форму куполов, брахиантиклиналей и сравнительно узких линейных складок с размерами от 3 X 5 до 5 X X17 км и амплитудами от 20 до 300 м.

В пределах рассматриваемой области некоторыми авторами выделяется шесть нефтегазоносных комплексов* 1) живетско-кыновский терригенный, перекрытый регионально развитыми аргиллитами кыновского горизонта; 2) верхнедевонско-турнейский карбонатный; 3) нижнекаменноугольный терригенный с изолирующей региональной толщей, представленной карбонатно-глинистыми породами верхней части тульского горизонта; 4) визей- ско-намюрский карбонатный; 5) среднекаменноугольный карбонатный, перекрытый плотными разностями доломитов и глинистых известняков средней части подольского горизонта; 6) верхнекаменноугольный — нижнепермский карбонатный, региональным флюидоупором для которого служат ангидриты артинского и кунгурского возраста. Область характеризуется преобладанием нефтяных месторождений. Общее количество открытых месторождений 85. Из них 49 нефтяных, 16 газонефтяных и 20 газовых и газоконденсатных. Скопления газа приурочены к вост, частям Соликамской и Юрюзано-Сылвенской впадин В Бельской впадине залежи газа и газоконденсата установлены в пределах зап. борта южной ее половины.

В рассматриваемой области установлены различные типы залежей УВ. Преобладают массивные, приуроченные к рифам, затем следует отметить пластовые сводовые и пластовые массивные, увязанные с толщами облекания рифов и, наконец, литологически экранированные, расположенные на моноклинали. Массивные залежи нефти и реже газа часто встречаются в нижнепермских биогермных отложениях вдоль зап. границы Бельской впадины, где установлено около 50 крупных рифовых массивов мощн. до 1000 м. Проявления твердых битумов в естественных обнажениях широко распространены в районе Косьвинско- Чусовской седловины, где они приурочены карбонатным, реже терригенным отложениям среднего и верхнего девона, иногда нижнего и среднего карбона; в юж. части Юрюзано- Сылвенской впадины — преимущественно к известнякам артинского, реже живетского и среднекаменноугольного возраста; в районе Каратауской зоны— к франским и артинским отложениям; в сев. части и на вост, борту Бельской впадины — к пермским, реже девонским и каменноугольным известнякам. В Бельской впадине проявления твердых битумов установлены также по скважинам в пермских, реже в каменноугольных и девонских отложениях. Основные запасы нефти сосредоточены в каменно угольных отложениях в сев. части области, а газа — в нижнепермских образованиях на юге. Наиболее перспективна Соликамская впадина, в пределах которой можно ожидать выявления новых скоплений УВ в фа- менских, нижне- и среднекаменноугольных и пермских отложениях ЮЖНО-РУССКОЕ ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— расположено на севере Зап. Сибири, в междуречье рек Пур и Таз, восточнее пос. Уренгой. Открыто в 1969 г. Приурочено к брахиантиклинальному поднятию в центральной части Часельского мега- вала. Поднятие осложнено двумя куполами меридионального простирания. Размер сев. купола 15X7; южного— 34 X 12 км. Фундамент вскрыт на глубине 4145 м. На месторождении открыты две залежи: в сенонских и сеноманских отложениях. Региональной покрышкой служат глинистые

отложения верхнего мела и палеогена. Сводовая газовая залежь в се- ронских отложениях (ипатовская свита) имеет высоту 65 м Глубина залегания продуктивного горизонта 800—880 м. Пористость коллектора 20—25 %, проницаемость до 0,1 мкм2. Абсолютно свободные дебиты газа 22—ПО тыс м3/сут. Начальное пластовое давление 9,4—9,8 МПа, пластовая температура 16 °C. Массивная сводовая газовая залежь в сеноманских отложениях приурочена к продуктивному горизонту, залегающему на глубинах 840—980 м в составе покурской свиты. Абсолютно свободные дебиты газа до 7500 тыс м3/сут (в среднем 3000 тыс. м3/сут). Пластовая температура 18—27 °C (в среднем 20°C).

ЮЖНО-СУМАТРИНСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — выделена в пределах краевого прогиба о. Суматра. Ограничением ее служат: на юго-западе бесперспективный в нефтегазоносном отношении Барисанский антиклинорий; на западе перекрытое андезито-базальтами субширотное поднятие кайнозоид, на севере и северо-востоке приподнятый блок мезозойской консолидации с маломощным чехлом четвертичных пород; на востоке антиклинальная зона Лампанг. Площадь 90 тыс. км2, максимальная длина 325 км, ширина 250 км. Объем осадочного выполнения кайнозойского возраста 275 тыс км3. Фундамент гетерогенный- к северу от разлома, ограничивающего область мезозоид, его образуют интенсивно дислоцированные комплексы мезозоя; в юж. и центральной частях — палеозой-мезозой- ские метаморфизованные доолигоце- новые образования, прорванные интрузиями гранитов. Формирование де- прессионпой зоны началось в позднем олигоцене — раннем миоцене. Интенсивное погружение сопровождалось вулканизмом. В понижениях рельефа фундамента наблюдается монотонный кайнозойский глинистый разрез, на поднятиях , преобладают песчаники. В верхнем миоцене — плиоцене море регрессировало и прибрежные осадки, включая паралические, сменились континентальными. В осадочном разрезе, суммарная мощность которого достигает 4 км, до 50 % присутствуют морские отложения, 30 % занимают угле

носные паралические и 20 % континентальные образования. Карбонатные породы составляют около 20 % объема осадков. Значительное место в разрезе, особенно в его нижней и верхней частях, занимают вулканиты. Осадочный чехол нарушен многочисленными складчатыми дислокациями и структурами облекания фундамента, как правило, выраженными в рельефе. Выделяются три основные зоны дислокаций сев.-зап. простирания: Маура-Эним (южная), Пендоно- Бенакат (центральная) и Палембанг (северная).

С 1896 г. имеются сведения об открытиях промышленных залежей нефти (месторождение Кампонг-Минд- жак и др.). На 1.0183 г. на территории НГО пробурено более 150 поисково-разведочных скважин. Выявлено 97 месторождений, в том числе 89 нефтяных и нефтегазовых и 8 газовых, заключающих 350 млн. т нефти и 16 млрд, м3 газа. Подавляющая часть залежей пластовые сводовые. Продуктивны песчаники олигоцена — среднего миоцена (свиты Телиса и Батураджа), залегающие на глубинах 0,4—2,0 км, и главным образом свиты Палембанг верхнего миоцена — плиоцена в интервале глубин 0,04— 1,9 км Наиболее значительные нефтяные месторождения — Таланг-Акар (нач. запасы нефти 81 млн. т), Та- ланг-Джимар (46 млн. т), Лимау (33 млн т), Бенакат (18 млн. т). Плотность нефти увеличивается с глубиной от 0,81 до 0,85. Месторождения газа связаны с песчаниками свит Палембанг и Батураджа, залегающими на относительно больших глубинах (1,7—2,5 км), чем нефть. Начальные потенциальные ресурсы нефти Южно-Суматринской НГО определяются 2,0 млрд т и газа 0,14 трлн. м3, в том числе извлекаемая часть их соответствует 0,6 млрд, т и 0,06 трлн, м3 *

ЮЖНО-ТЕЛЬСКИЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ РАЙОН — расположен в сев. части Алжира. Начало освоения 1949 г. Тяготеет к центральной части Предтельского краевого прогиба, разделяющего эпигерцинскую платформу и Тельскую альпийскую складчатую область. Со всех сторон окружен поднятиями Тельского Атласа Оранской Месеты, Айн-Млила Бас-

сейн ориентирован в субширотном направлении. Его длина 350, ширина 75 км, площадь 18,75 тыс. км3. Объем осадков чехла (37,5 тыс. км3) примерно поровну распределяется между кайнозойскими и мезозойскими отложениями. Фундамент бассейна, по-ви- димому, гетерогенный: на юге — эпи- герцинская платформа, на севере — альпийская складчатость. Макс. мощн. чехла 8,5 км (кайнозоя 4, мезозоя 4,5 км). Перерывов в разрезе мало; наиболее ощутимый — в миоцене (предтортонский). Доля морских отложений превышает 85—90 %, доля карбонатных пород 65—70 %. Структура бассейна асимметричная, с более крутым сев. бортом, осложненным надвигами и покровами. Интенсивность структуры 0,4о м/км2. В сев. борту в покровных пластинах распространены складки различного профиля. В юж. борту преобладают относительно пологие брахиформные складки.

Основная продуктивная толща ипр- ского и лютетского ярусов эоцена сев. борта сложена мергелями, известняками, часто кавернозными, глинами и песчаниками общ. мощн. свыше 200 м. Пористость пород 9—21 %, проницаемость изменчива и достигает 0,05 мкм2. В 1949 г. в палеогене было выявлено нефтяное месторождение Уэд-Гетерини с доказанными начальными запасами 0,4 млн. т. Позже была установлена нефтеносность юрских песчаников. Залежи пластовые сводовые и тектонически ограниченные. Глубина залегания эоценовых нефтяных пластов 300—600 м. Начальные потенциальные ресурсы Ю.-Т. н. р. 80 млн т. Доля газообразных УВ — 37 %. В районе перспективны также верхнеюрские и нижнемеловые отложения юж. платформенного борта. ЮИНТАИТ — твердый природный битум класса гильсонитов. Местное обозначение (США).

ЮРСКАЯ СИСТЕМА (юра)—вторая снизу система мезозоя. Залегает на триасе, перекрывается мелом. Расчленение и широкое сопоставление юрских отложений основано на аммонитах. Большое значение для стратиграфии юрских отложений имеют двустворки, белемниты, фораминиферы. Благодаря четким стратиграфическим сопоставлениям юрская система заняла особое место среди остальных

систем фанерозоя. На ее примере В. Смит показал возможность использования раковин древних организмов для расчленения и прослеживания горизонтов осадочных пород. Юрская система дала возможность введения в геологию понятий отделов, ярусов, зон. На юрских отложениях было разработано представление о фациальных переходах. Первые палеогеографические и палеобиогеографические построения также выполнены для юры.

В настоящее время для юрской системы достигнуто выделение общих для всей Земли ярусов (за исключением самого верхнего), которые объединяются в три отдела. Нижний отдел включает в себя (снизу вверх) геттангский, синемюрский, плинсбах- ский, тоарский ярусы; средний — ааленский, байосский и батский ярусы; верхний — келловейский (по западноевропейской шкале относится к средней юре), оксфордский, кимеридж- ский и титонский ярусы; титонский ярус выделяется для Средиземноморской области, а в Бореальной области ему соответствует волжский ярус. Верхняя граница юрской системы дискуссионна. К юрским отложениям приурочены значительные скопления нефти и газа, особенно в СССР (Зап. Сибирь, Средняя Азия и др.) и на Ближнем Востоке. Общ геол, запасы нефти составляют для юры до 26, а газа — до 6 % мировых ресурсов. ЮРСКИЙ ПЕРИОД — второй период мезозойской эры, продолжительность которого оценивается обычно в 55— 58 млн. лет, а в последнее время — в 69 млн. лет. В юрском периоде проявились раннекиммерийские тектонические движения, особенно значительные в геосинклинальных системах, обрамляющих Тихий океан. В конце юрского периода начинается формирование Атлантического океана и распад Гондваны. Юра — резко талассократический период. Трансгрессии юрских морей достигли максимума в середине поздней юры. К концу Ю. п. происходят регрессии, сопровождающиеся формированием аридной зоны с характерными формациями эвапоритов. Для бореальных отложений юры наиболее типичны терригенные осадки с широким развитием формаций горючих сланцев и глауконитово-фосфори-

товых пород, для тетических отложений особенно характерны карбонатные породы.

Животный мир юрского периода характеризовался разнообразными моллюсками (аммониты, двустворки, гастроподы и др.), брахиоподами, иглокожими (в частности, появились неправильные морские ежи), кораллами. Очень разнообразными становятся динозавры, которые достигают громадных размеров. Особенно широко распространены водные динозавры, а также появившиеся в юре летающие ящеры. В юрском периоде появились первые птицы.

ЯВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОКИНЕТИЧЕ- СКИЕ (электрокинетика) — явления, связанные с взаимообусловленностью электрического поля и движения жидкости в дисперсных системах, насыщенных растворами электролитов. Известно четыре вида Я. э: 1) потенциал седиментации — возникновение потенциала в растворе электролита при движении в нем твердых частиц; 2) электрофорез — движение твердых частиц, взвешенных в растворе электролита, под действием электрического поля; 3) фильтрационный потенциал — возникновения потенциала в пористой среде при фильтрации в ней раствора электролита; 4) электроосмос — фильтрация раствора электролита в пористой среде под действием электрического поля Все перечисленные явления связаны с возникновением на границе твердое тело — раствор электролита двойного электрического слоя, внутри которого образуется объемный заряд. Так как горные породы в своем большинстве представляют собой капиллярно-пористые среды, насыщенные растворами электролитов (пластовые воды), то Я. э. характерны и для горных пород. Так, известны способы сушки пород и разрабатываются методы интенсификации добычи нефти с помощью

электроосмоса, изучается влияние электрического поля на процессы седиментации (потенциал седиментации и электрофорез). Особое место в нефтепромысловой практике занимает изучение фильтрационного потенциала, который может быть зарегистрирован в скважине с помощью методов промысловой геофизики.

ЯДРО ДИАПИРОВОЕ — тело, возникшее в куполах некоторых складок (диапировых) в результате выжимания пластичных пород (соли, гипса или глины) и внедрения их в вышележащие отложения. Я. д. бывают вертикальными и изогнутыми и имеют различную форму — гребней, конусов, цилиндров, грибообразных колонн и др.

ЯКОВЛЕВСКАЯ СВИТА —распространена на северо-востоке Зап. Сибири и в зап. части Енисей-Хатанг- ского междуречья. Представлена чередованием темно-серых глин и серых алевролитов с прослоями и пачками (до 30 м) светло-серых песчаников. К пачкам глин приурочены пласты углей (до 6 м). Мощн. от 150 до 560 м Охарактеризована споровопыльцевыми комплексами и альбским комплексом фораминифер, единичными двустворками. Возраст апт — альб. Промышленно газоносна ЯМБУРГСКОЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ —расположено в северной части Зап. Сибири, на Тазовском п-ове, в 400 км к северо-западу от устья р. Обь Открыто в 1969 г. Месторождение находится в пределах Уренгойско-Ямбургской межбассейновой территории и приурочено к пологой асимметричной брахи- антиклинали север-севсро-восточного простирания с размерами 45 X 75 км Амплитуда се по кровле сеноманских отложений 160 м. Промышленная продуктивность связана с верхами по- курской свиты (сеноман) и валан- жин-готеривскими отложениями (ме- гионская и вартовская свиты). Сеноманская массивная газовая залежь приурочена к песчаникам с прослоями алевролитов и глин, характеризующихся резкой невыдержанностью состава по площади и разрезу. Породы-коллекторы имеют пористость 19— 35 %, проницаемость от 0,2 до 2,7 мкм2 Мощность перекрывающей их глинистой покрышки достигает

600 м, ср. дебит газа 1500 тыс. м3/сут. В нижнемеловых отложениях установлено семь газоконденсатных залежей, связанных с толщей переслаивания песчаников, алевролитов и глин, три антиклинальные и четыре антиклинальные литологически ограниченные. Эф. мощи, колеблется от 0,4 до 32,4 м. Породы-кодлекторы имеют пористость от 6,8 до 15,9%; проницаемость от (0,01—14,1) -10™3 мкм2. Макс, дебит газа 5270 тыс. м3/сут, минимальный — 106 тыс. м3/сут. Высота залежей изменяется от 55 до 300 м. Глубины залегания сеноманской залежи 1000—1211 м, нижнемеловых залежей 2524—3250 м. Состав газа сеноманской залежи (%): СН4 98,36, 2ТУ 0,09%. Состав залежей в нижнемеловых отложениях (%): СН4 91,65, 2ТУ 7,4.

ЯМЕНСКАЯ СВИТА (серия)—распространена в Карпатах и во внутренней зоне Предкарпатского прогиба. Представлена массивными и толстослоистыми песчаниками с прослоями и линзами гравелитов, конгломератов, аргиллитов. Мощн. 50—150 м. Возраст палеоцен. Промышленно нефтеносна.

ЯМСОВЕЙСКОЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено на севере Зап. Сибири, 5 400 км к юго-востоку от устья р. Обь. Открыто в 1970 г. Месторождение находится в пределах Пур- нейской межбассейновой территории и приурочено к локальному поднятию, которому в подошве чехла соответствует большая флексура. Размеры складки 40 X 16 км, амплитуда по кровле сеноманских отложений 180 м. Поднятие вытянуто с юго-востока на северо-запад Продуктивны отложения сеномана и валанжина. Сеноманская массивна? газовая залежь приурочена к верхам покурской свиты, представленной песчаниками с линзовидными прослоями глин и алевритов Пористость песчаников 21—35 %, проницаемость 0,5—1,0 мкм2. Дебит газа 1500 тыс. м3/сут, м. Эф. мощн. около .45,0 м. Покрышкой залежи являются глинистые отложения верхнего мела .и палеогена (региональная покрышка) мощн. до 600 м. Залежь в ниж- г немеловых отложениях связана с песчаными породами алимовской пачки, которые на крыльях замещаются гли

нами. Дебиты газа 500 тыс. м3/сут, получена пленка нефти. Глубина залегания сеноманского продуктивного горизонта 884—1058 м, нижнемеловой залежи 2507—2915 м. Состав газа сеноманской залежи (%): СН4 98,54, 2 ТУ 0,11.

ЯНОВСТАНСКАЯ СВИТА — сев - вост, часть Зап. Сибири. Представлена глинами темно-серыми и черными с прослоями и пачками серых и зеленовато-серых алевролитов. Мощн. до 700 м. Охарактеризована аммонитами, двустворками и фораминифера- ми. Возраст поздний Оксфорд — бер- риас. Является региональной покрышкой в пределах Усть-Енисейской НГО. ЯНЬАНЬ СВИТА — распространена в Ордосском бассейна (Сев. Китай) Представлена серыми и серовато-зелеными песчаниками и черными глинами с пластами углей. Мощн. 100— 600 м. Относится к нижней юре. Промышленно нефтеносна

ЯНЬЧАН СВИТА — распространена в Ордосском бассейне (Сев. Китай). Представлена серовато-зелеными песчаниками с прослоями глин и горючих сланцев и пластами углей. Мощн. 1000—1800 м. Относится к верхнему триасу. Является основным нефтеносным комплексом бассейна. Содержит несколько десятков (до 40) продуктивных пластов плотных песчаников ЯРЕГСКОЕ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено на территории Коми АССР, вблизи г. Ухта. Открыто в 1932 г, с 1932 г. разрабатывается шахтным способом. Приурочено к брахиантиклинальной складке, входящей в состав Ухто- Ижемского вала Тиманской гряДы Размер брахиантиклинали по поверхности среднедевонских отложений около 80 км2. Брахиантиклиналь имеет сев.-зап. простирание, ссв.-вост., крыло круче (до 3°), чем юго-зап. (1— 2°). Осложнена несколькими куполовидными поднятиями. Брахиантиклиналь расположена над одним из опущенных блоков рифейского фундамента. В разрезе месторождения установлены рифейские, девонские и ан- тропогеновые отложения. Рифейские представлены интенсивно дислоцированными серицито-хлоритовыми сланцами с корой выветривания, на которой трансгрессивно залегают среднедевонские отложения. Их базальная

часть—основной продуктивный горизонт — представлена чередованием кварцевых песчаников, аргиллитов, алевролитов, конгломератов с преобладанием песчаников с размером зерен 0,25—0,05 мм. Аргиллиты залегают в виде линз и прослоев мощностью от долей миллиметра до 10 м и более, конгломератовидные разности— в кровле и подошве горизонта. Песчаники характеризуются в среднем открытой пористостью до 14— 18 %. Глубина залегания кровли продуктивных песчаников среднего девона 150—200 м, мощн. достигает 90 м. Локальной покрышкой являются перекрывающая продуктивную часть среднего девона глинистая пачка с тонкими прослойками тонкозернистых битуминозных песчаников и алевролитов общ. мощн. 6—12 м и туффито-диабазовая толща мощн. около 40 м, относимые к раннефран- скому возрасту. Основная залежь нефти — пластовая сводовая с элементами литологического ограничения. Нефть тяжелая (пл. 0,94), вязкая (5,2 Па-с), нафтеново-ароматическая, сернистая (S 1,41 %), с содержанием парафина до 2,7 %.

«ЯРКОЕ ПЯТНО» — аномальное увеличение амплитуды отраженной волны, имеющее локальный характер и вызванное резким увеличением модуля коэффициента отражения на границе геологических тел в разрезе. Аномалия «Я. п » часто сопровождается явлением обращения (инверсии) среды отражения В частном случае «Я. п.» может быть вызвано присутствием свободного газа в пласте-коллекторе. Установлено, что даже незначительное (5%) заполнение породы-коллектора свободным газом резко понижает скорость прохождения через нее упругих волн. Наиболее уверенно аномалии «Я. п.», связанные с залежью УВ, отмечаются в терригенном разрезе на малых и средних (до 2,5— 3 км) глубинах. В других случаях аномалии «Я. п » могут быть связаны

с литологической изменчивостью разреза (например, появление линзы ангидрита в глинисто-карбонатной толще) или с явлениями интерференции волн.

Я РОЗ ИТ — минерал, KFe3+[ (ОН) 6 - •(SO4)2]. ТВ. 2,5—3,5. Пл. 3,26. Генезис осадочный, экзогенный, образуется в зонах окисления, замещая сульфиды железа. Обычно наблюдается в сплошных зернистых или землистых охристо-желтых агрегатах, в виде корочек и налетов.

ЯРУС — подразделение общей стратиграфической шкалы, является частью отдела и в свою очередь объединяет ряд зон. Я. обязательно имеют стратотипы. Названия Я. за редким исключением (скифский) образуются по названию местности, где расположены их стратотипы. Я. устанавливаются в основном по биостратиграфическим данным. В ряде случаев, когда невозможно точное прослеживание границ Я. в пределах иной палеобиогеографической области, выделяются параллельные Я. (например, тнтопский и волжский). Для ряда систем (кембрий, палеоген, неоген) до сих пор возможно выделение лишь региональных ярусов (региоярусов), близких по своему содержанию горизонтам Стратиграфического кодекса СССР.

ЯРУС СТРУКТУРНЫЙ — совокупность пород (формаций), образующих относительно обособленную часть структурного этажа и сформировавшихся в одну из стадий цикла. Отделяется от смежных Я. с. резкой сменой состава пород, стратиграфическими перерывами, иногда угловыми несогласиями Нередко структурный ярус составляет нетегазоносный комплекс.

ЯСНОПОЛЯНСКИЙ НАДГОРИЗОНТ— отложения нижнего карбона, объединяющие тульский и бобрикон- ский горизонты. Промышленно нефтегазоносен в Удмуртии и Тимано-Пс- чорской провинции.

Наименование величины

Единица

Наименование

Обозначение

Значение в единицах СИ

Международное

Русское

Длина

дюйм

in

0,0254 м

фут

ft

0,3048 м

миля морская

плпйе

М.МИЛЯ

1852м

Площадь

барн

b

6

КГ2® м2

гектар

ha

га

104м2

акр

4046,856 м2

Объем

литр

1

Л

10~3м3

галлон (США)

gal

~3,785м3

*

баррель (США)

bbl

0,015899 м3

Масса

атомная единица массы

u

а«е.м.

1,6602. Ю^кг

тонна

t

т

1000 кг

фунт (брит)

lb

0,454 кг

Время

минута

min

мин

60 с

час

h

Ч '

3600 с

сутки

d

сут

86400 сv

Сила

дина

dyn

ДИН

lO^H

стенF

сн

1000Н

килогр амм-сила

kgf

кгс

9,80665 Н

Ускорение

гал

Gal

Гал

0,01 м/с2

Давление

килограмм-сила на квадратный сантиметр

kgf/cn?

кгс/см2

98066,5 Па

миллиметр водяного столба

mm H2O

ММ ВОД. СТ,

9,80665Па

миллиметр ртутного столба

mm Hg

мм рт.ст.

133,322 Па

торр

tor

тор

133,322 Па

Энергия

эрг

erg

эрг

10"7Дж .

электронвольт

eV

эВ

1,60219.10"^ Дж

калория•

cal

кал

4,1868 Дж

Мощность

лошадиная сила

—

л. с.

735,499 Вт

Вязкость дина* мическая

пуаз

P

П

0,1 Па/с

Вязкость кинематическая

стокс

St

Ст

10^m2/c

Поток тецловой

кал/с

4,1868 Вт

Шнменнвйнн! hwiiwiihm

1 днннцц

ЦйНМН1>Н»Ы|Н?

ОПнШЧН1Ий

KiS"“ | •>-

IlHMMlH?

И ♦МНННЦй* (II

Плотить

кил/(снмЬ

4,|м6п,||И Не/м*

IIOnvpMiOUHun ПИЛОНОМ) ПОТОКИ

Теплопроводность

Тсплоти сгорания Температуропроводность Теплоемкость

км/(с.см.0С)4.1 A6H.IO1!1</<М.М

ккал/м14.1А6Н. 10яД*/м*

см2/сЮ"4 м2/с

кал/(г.°С)4,186840’Дж/(кг.К)

ПотокмаксвеллМх

магнитный

Мкс

10"*Вб

Сила магнито* гильбертGb

движущая

Гб

0,795775 А

ИндукциягауссGs

магнитная

Гс

10"*Тл

Напряженность эрстедОе

магнитного поля

Магнитная восприимчи - вость

Намагниченность

Э

сгс

сгс

79,5775 А/м

12,57 СИ

103 А/м

Количествокалорияса1д

теплотытермохими

ческая калорияcal

калтх кал

4,1840 Дж

4,1868 Дж

Доза погло- радrad, rd

щенная излучения

рад

0,01 Дж/кг =0,01 Гр

Доза эквивалент- бэрrem

ная излучения

бэр

0,01 Дж/кг =Д 01 Зи

Доза экспозици- рентгенR

онная излучения^.

Р

a.SS.lO'4 Кл/кг = = 2,58.10"* Гр/кг

АктивностькюриQ

нуклида

Ки

3.7Л010 с"1 =3,7.1010 1

Проницаемость дарсиD

^горной

Д

1,02.10'12м2 = 1,02мкм (1 Д «1мкм2)

породы

Замеченные опечатки

СЛОВАРЬСЛОВАРЬПО ГЕОЛОГИИНЕФТИ И ГАЗАСЛОВАРЬСЛОВАРЬПО ГЕОЛОГИИНЕФТИ И ГАЗАРедакторы издательстваВ. И. Александрова, Л. Г. ЕрмолаеваПереплет художникаА. И. БородинаТехнический редакторН. П. СтаростинаКорректоры О. Г. Попова,Е. А. СтерлинаРедакторы издательстваВ. И. Александрова, Л. Г. ЕрмолаеваПереплет художникаА. И. БородинаТехнический редакторН. П. СтаростинаКорректоры О. Г. Попова,Е. А. СтерлинаИБ № 3297Сдано в набор 27.07.87. Подписано в печать 1.07.88. М-42633 Формат бОХОО’/и* и^мага тип. № 1 Гарнитура литера!ур- ная. Печать высокая. Усл. печ. л 42,5. Усл кр-отт 43,13 Уч-изд л 65 15.Тираж 13 000 экз Заказ № 1800/678Цена 4 р. 50 кОрдена «Знак Почета» издательство «IIед< ра», Ленинградское отделение. 193171 Ле« нинград, С-171, ул. Фарфоровская, 18Отпечатано с набора Ленинградской ин пографии № 2 головного предприятия <*р*! дена Трудового Красного Знамени Лен ни* градского объединения «Техничс* i л 4 книга» им. Евгении Соколовой Сою ним лиграфпрома при Государственном м-ми» тете СССР по делам издательств, лши. графин и книжной торговли. 198052, г 1*ч нинград. Л-52, Измайловский пр.’<в Ленинградской типографии № 4 орд <4 Трудового Красного Знамени Ленингр J ского объединения «Техническая кип • ум. Евгении Соколовой Союзполигр ь- прома при Государственном коми с d СССР по делам издательств, полигра<| и и книжной торговли, 191126. Ленингр i, Социалистическая ул , 14.ИБ № 3297Сдано в набор 27.07.87. Подписано в печать 1.07.88. М-42633 Формат бОХОО’/и* и^мага тип. № 1 Гарнитура литера!ур- ная. Печать высокая. Усл. печ. л 42,5. Усл кр-отт 43,13 Уч-изд л 65 15.Тираж 13 000 экз Заказ № 1800/678Цена 4 р. 50 кОрдена «Знак Почета» издательство «IIед< ра», Ленинградское отделение. 193171 Ле« нинград, С-171, ул. Фарфоровская, 18Отпечатано с набора Ленинградской ин пографии № 2 головного предприятия <*р*! дена Трудового Красного Знамени Лен ни* градского объединения «Техничс* i л 4 книга» им. Евгении Соколовой Сою ним лиграфпрома при Государственном м-ми» тете СССР по делам издательств, лши. графин и книжной торговли. 198052, г 1*ч нинград. Л-52, Измайловский пр.’<в Ленинградской типографии № 4 орд <4 Трудового Красного Знамени Ленингр J ского объединения «Техническая кип • ум. Евгении Соколовой Союзполигр ь- прома при Государственном коми с d СССР по делам издательств, полигра<| и и книжной торговли, 191126. Ленингр i, Социалистическая ул , 14.

СЛОВАРЬ

СЛОВАРЬПО ГЕОЛОГИИНЕФТИ И ГАЗА

СЛОВАРЬ

СЛОВАРЬПО ГЕОЛОГИИНЕФТИ И ГАЗА

Редакторы издательстваВ. И. Александрова, Л. Г. ЕрмолаеваПереплет художникаА. И. БородинаТехнический редакторН. П. СтаростинаКорректоры О. Г. Попова,Е. А. Стерлина

Редакторы издательстваВ. И. Александрова, Л. Г. ЕрмолаеваПереплет художникаА. И. БородинаТехнический редакторН. П. СтаростинаКорректоры О. Г. Попова,Е. А. Стерлина

ИБ № 3297

Сдано в набор 27.07.87. Подписано в печать 1.07.88. М-42633 Формат бОХОО’/и* и^мага тип. № 1 Гарнитура литера!ур- ная. Печать высокая. Усл. печ. л 42,5. Усл кр-отт 43,13 Уч-изд л 65 15.

Тираж 13 000 экз Заказ № 1800/678Цена 4 р. 50 к

Ордена «Знак Почета» издательство «IIед< ра», Ленинградское отделение. 193171 Ле« нинград, С-171, ул. Фарфоровская, 18

Отпечатано с набора Ленинградской ин пографии № 2 головного предприятия <*р*! дена Трудового Красного Знамени Лен ни* градского объединения «Техничс* i л 4 книга» им. Евгении Соколовой Сою ним лиграфпрома при Государственном м-ми» тете СССР по делам издательств, лши. графин и книжной торговли. 198052, г 1*ч нинград. Л-52, Измайловский пр.’<

в Ленинградской типографии № 4 орд <4 Трудового Красного Знамени Ленингр J ского объединения «Техническая кип • ум. Евгении Соколовой Союзполигр ь- прома при Государственном коми с d СССР по делам издательств, полигра<| и и книжной торговли, 191126. Ленингр i, Социалистическая ул , 14.

ИБ № 3297

Сдано в набор 27.07.87. Подписано в печать 1.07.88. М-42633 Формат бОХОО’/и* и^мага тип. № 1 Гарнитура литера!ур- ная. Печать высокая. Усл. печ. л 42,5. Усл кр-отт 43,13 Уч-изд л 65 15.

Тираж 13 000 экз Заказ № 1800/678Цена 4 р. 50 к

Ордена «Знак Почета» издательство «IIед< ра», Ленинградское отделение. 193171 Ле« нинград, С-171, ул. Фарфоровская, 18

Отпечатано с набора Ленинградской ин пографии № 2 головного предприятия <*р*! дена Трудового Красного Знамени Лен ни* градского объединения «Техничс* i л 4 книга» им. Евгении Соколовой Сою ним лиграфпрома при Государственном м-ми» тете СССР по делам издательств, лши. графин и книжной торговли. 198052, г 1*ч нинград. Л-52, Измайловский пр.’<

в Ленинградской типографии № 4 орд <4 Трудового Красного Знамени Ленингр J ского объединения «Техническая кип • ум. Евгении Соколовой Союзполигр ь- прома при Государственном коми с d СССР по делам издательств, полигра<| и и книжной торговли, 191126. Ленингр i, Социалистическая ул , 14.

1

Страница

Столбец

Строка

Напечатано

Следует читать

639

641

Правый

Левый

10 сверху

9 сверху

глинистые минералы и становятся це-

Эльбрус

ГЛИНИСТЫХ и эффузивных пород, поле- Эл ьбурс

Заказ № 1800

ОСНОВНЫЕ И ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ* ЕДИНИЦЫ СИ

ХВеличина

Единица

Обозначение

Наименование г

Размерность

Наименование

>

Международное |

Русское

Длина ь

L

метр

m

M *

Масса

м

килограмм

kg

кг

Время

т

секунда

s

с

Сила электричес

I

ампер *

А

А

кого тока

Температура

0

кельвин

К

К

термодинамическая

/

Количество

N

моль

mo!

моль

вещества

/

Сила света

J

кандела

cd

кд

Угол плоский*

радиан

rad

рад

Угол телесный*

1 стерадиан

sr

Ф

ПРОИЗВОДНЫЕ ЕДИНИЦЫ СИ, ИМЕЮЩИЕ СПЕЦИАЛЬНЫЕ НАИМЕНОВАНИЯ

Величина

Единица

Наименование

Размерность

Наименование

Обозначение

Выражение через осн о иные и дополнитесь ные еди ницы СИ

Международное

Русское

Частота

т"1

герц

Hz

Гц

С-1.,

Сила, вес

L МТ"2

ньютон

N

H

М’КГ’С

Давление

L"1 МТ"2

паскаль

Ра

Па

М^’КГ’С*2

Энергия

Ь2МТ"2

джоуль

J

Дж

м^кпе”2

Мощность

L2 МТ-3

ватт

W

Вт

м2-кг*с*3

Количество электричества

Т I

кулон

Сд

Кл

С’А

Напряжение электрическое

L3 МТ"3 I"1

вольт

V

В

м^кпс^А*1

Емкость электрическая

L'2 М"1 Т4 1

2 фарад

F

Ф

м^кг^-с^А2

Сопротивление электрическое

L3 МТ"3 I"2

ом

Я

Ом

м2*кг*с”3*А"2

Проводимость электрическая

L-2 М-1Т3 Г

1 сименс

S

См

м^-кг"*1 *с3*А2

Поток магнитный

L2 МТ"2 Г1

1 вебер

Wb

Вб

м2«кг*с"2*Д-1

Индукция магнитная

МТ"2 Г1

тесла

т

Тл

кг-с”2’А"1

Индуктивность

1?МТ"3Г3

генри

н

Гн

м^кг-с^-А"2

Поток световой

J

люмен

1m

лм

кд-ср

Освещенность

L"2 J

люкс

be

лк

м^-кд-ср

Активность радионуклида

Т-1

беккерель

Bq

Бк

с-1

Доза поглощенная и они» L2 Т~2

грей

6У

Гр

м2*с~2

зирующего излучения Доза эквивалентная

L3 Т*3

зиверт

Sv

Зв

М^сГ2

ионизирующего излучения

* q—относительный расход ОВ в диагенезе.

" ПО ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА

" ПО ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА

ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

геол. — геологический извл. — извлекаемый макс. — максимальный мол. — молекулярный мощи. — мощность нач. — начальный общ. — общий осн. — основной скв. — скважина ср. — средний усл — условный эф. — эффективный

АВПД — аномально высокое пластовое давление

АНИ—АГА — Американскийнефтя

ной институт — Американская газовая ассоциация ВПК — водонефтяной контакт ГВК — газоводяной контакт ГНК — газонефтяной контакт ГО — газоносная область ГФГ — главная фаза газообразования

ГФН — главная фаза нефтеобразова- ния

НГБ — нефтегазоносный бассейн НГМП — нефтегазоносная мегапровинция

НГО — нефтегазоносная область НГП — нефтегазоносная провинция НМП — нефтеносная мегапровинция НП — нефтеносная провинция ОВ — органическое вещество ПС — поляризация самопроизвольная РОВ — рассеянное органическое вещество

ТУ — тяжелые углеводороды

УВ — углеводороды

УВ-ный — углеводородный

Твоспл — температура воспламенения Ткип — температура кипения Ткрист — температура кристаллизации Гпл — температура плавления Гразмяг — температура размягчения Тв.— твердость

Пл. — плотность (г/см3)

АБАЛАКСКАЯ СВИТА — распро- странена в зап. части Зап. Сибири. Представлена аргиллитами, в нижней части буровато-черными, алеврити- стыми, в основании песчанистыми (8—20 м), а в верхней части — темно-серыми с глауконитом (от 10—20 до 50—70 м). Общ. мощи. 20—90 м. Фауна аммонитов, двустворок, фора- минифер. Возраст келловей — киме- ридж* Является нижним горизонтом верхнеюрско-неокомской региональной покрышки. В состав А. с. включают также продуктивную вогулкин- скую толщу.

АБИССАЛЬ — батиметрическая область в океане, расположенная на глубинах от 3—4 до 6 км. Области с глубинами более 6 км называются гипабиссальными (ультраабиссаль- ными).

АБКАИК НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в Саудовской Аравии в центральной части Центральноаравийской гемиантекли- зы; приурочено к крупной пологой брахиантиклинали 54ХЮ км. Открыто в 1940 г. Основные запасы приурочены к доломитизированным известнякам свиты Араб (горизонт D) позднеюрского возраста. Мощн. известняков до 40 м, глубина залегания 1700—1800 м, пористость до 15—25 %, проницаемость до 1,5 мкм2. Залежи сводовые массивные. Нач. извл. запасы нефти 1620 млн. т, растворенного газа 160 млрд. м8. Пл. нефти 0,835—0,840. Макс, годовая добыча 53 млн. т (1973 г.). Выработано более чем наполовину.

АБСОРБЦИЯ — разновидность- сорбции» когда одни вещества поглощаются всем объемом другого вещества (сорбента) без химического взаимодействия. А. жидкостью и газом называют растворимостью. Процесс А. ока

зывает большое влияние на поведение отдельных компонентов пластовых жидкостей и п/род. А. широко используется в технологических процессах и аналитической практике для извлечения отдельных полезных компонентов или для разделения природных веществ на составные части по их растворимости в одних и тех же средах. ! АБУ-САФА НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— расположено в Саудовской Аравии на акватории Персидского залива, непосредственно к востоку от месторождения Катиф на склоне Центральноаравийского поднятия; приурочено к брахиантиклинали 20 X Ю км. Открыто в 1963 г. Как и в соседних месторождениях Катиф и Даммам» основные запасы приурочены к известнякам свиты Араб позднеюрского возраста, имеющим сходные мощности и коллекторские свойства и залегающим на глубине 2027 м. Залежь сводовая массивная. Нач. извл. запасы нефти 900 млн. т, растворенного газа 90 млрд. м3. Пл. нефти 0,876. Макс, годовая добыча 7 млн. т (1977 г.).

АВАЛИ НЕФТЕГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕН И Е — расположено на о. Бахрейн в Персидском заливе; приурочено к антиклинали 8 X 22 км. Залежи пластовые сводовые; приурочены к карбонатам верхнеюрской свиты Араб (нефть и газ) и пермской свиты Хуфф (газ). Глубина залегания залежей 1280—2740 м. Нач. извл. запасы нефти 120 млн. т, газа 570 млрд. м\

АВГИТ — см. пироксены.

АВЛАКОГЕН — линейный прогиб платформы, имеющий грабенообразную 1^орму и ограниченный разломами. Длина А. достигает сотен км, ширина— десятков и первых сотен км. А. выполнены формациями платформенного типа, но суммарные мощности осадков и скорости их накопления в отдельные /этапы соизмеримы с таковыми в миогеосинклиналях. Кроме терригенных, карбонатных и галогенных пород в А. нередко

распространены вулканогенные образования, что также сближает А. по стилю развития с геосинклинальными областями. В ряде случаев происхождение А. непосредственно связано с геосинклинальными поясами, образующими резкие изгибы (входящие углы), на продолжении которых в теле платформ возникают грабенообразные прогибы (Вичита, рифейские А. Сибирской платформы).

Обычно возникновение А. предваряет плитную стадию развития платформ, причем над А., как правило, возникают синеклизы. Формирование таких А. связывают либо с «рассеянным спредингом», либо с раздвижением блоков земной коры над мантийными диапирами. Некоторые А. испытали общую или частную инверсию. Деформации пород, особенно на бортах А. и на участках, прилегающих к складчатым областям, более интенсивные, чем в других платформенных структурах.

Многие А. промышленно нефтегазоносны. А, сформировавшиеся в альпийском цикле и выполненные мезозойско-кайнозойскими осадками, преимущественно нефтеносны (Камбейский, Суэцкий, Реконкаво и др.); доальпийские А., выполненные палеозойскими отложениями, преимущественно газоносны (Днепровско-Донецкий, Вичита, Амадиес). По сумме разведанных запасов УВ на древних платформах А. занимают второе место после краевых систем.

АВТОХТОННЫЙ — не испытавший относительного перемещения после своего образования. Например, останец горных пород; битумоид, не потерявший связи с материнским для него РОВ, и т. д.

АГА-ДЖАРИ ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — см Асма- рийская группа газонефтяных месторождений.

АГГЛЮТИГЕРМЫ — карбонатные массивы, сложенные органогенно-детритовым, существенно водорослевым материалом, для которых характерно наличие тонкого карбонатного ила, склеивавшегося водорослевой слизью, предохранявшей его от вымывания. Образование А. связывается с зарослями (поселениями) нерифостроящих водорослей В этих зарослях происходило усиленное биохимическое карбо-

натообразование благодаря выделению водорослями кислорода и высокому pH придонных вод. Современные аналоги ископаемых А. можно видеть, например, в иловых донных холмах Флоридского залива. А. не относятся к органогенным постройкам, являющимся основой ископаемых рифов, хотя ранее к ним причислялись.

Как и рифы, А. возникали на краях тектонических прогибов и по окраинам мелководного шельфа. Вершины А, которые могли воздыматься до уровня моря, и краевые их части, обращенные к прогибу, подвергались гальмиролизу, вторичной доломитизации, благодаря чему обретали хорошие коллекторские свойства. В Волго-Уральской НГП вдоль бортов системы Камско-Кинельских прогибов и вдоль их аналогов в Тимано-Печор- ской НГП известны А., образующие цепочки поднятий, протягивающиеся на 1000 км. В разрезе верхнего девона (в частности, на Харьягском месторождении в Тимано-Печорской НГП) встречены массивы А. мощностью сотни метров.

А ГУА-ДА Л С-СТ РАТО Н Н ЕФТ Е ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в США на юге штата Техас, вблизи побережья Мексиканского залива; приурочено к нарушенной разрывами антиклинали площадью 164 км2. Открыто в 1928 г. Основные запасы приурочены к песчаникам свиты Фрио олигоценового возраста, залегающей на глубине 610—2225 м. Залежи пластовые сводовые, дизъюнктивно ограниченные. Нач. извл запасы газа 201 млрд м3, газ содержит 90 % метана и 10 % его гомологов; запасы нефти 35 млн. т; пл. нефти 0,806—0,847.

АДАМАНТАН (трициклодекан) — трициклический циклан СюН16 со специфической структурой углеродных атомов, повторяющей расположение атомов углерода в кристаллической решетке алмаза. Гпл = 268 4- 271 °C, пл. 1,07. А. и его гомологи легко возгоняются, поэтому при перегонке нефти они попадают во фракции с ТКИп= = 150 4- 250 °C. А. — первый член гомологического ряда адамантанов (СпН2л-4)* единственной из найденных пока в нефтях группы трициклоалканов, не имеющих структурных аналогов в живом веществе. Суммар-

ное содержание в нефти А. и его гомологов СцН24—С1зН28 до 0,3 %. Наиболее обогащены А. нефти с высоким содержанием цикланов. Предположительно А. — продукты термических превращений природных соединений типа терпенов.

АДРИАТИЧЕСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — расположена на территории Италии, Югославии, Албании и на акватории Адриатического моря; с севера и северо-востока окаймлена Южными Альпами и Динарским хребтом, с юго-запада — ' Апеннинами. В тектоническом отношении представляет собой межгорную впадину, выполненную палеогеи- неогеновыми отложениями. Размеры провинции 375 X 900 км, площадь 339 тыс км2, объем осадочных пород 678 тыс. м3; ориентировка длинной оси СЗ—ЮВ.Начало освоения

1936 г.

Наиболее древними отложениями в Апеннинах являются метаморфические сланцы, кварциты и конгломераты палеозоя (силур, карбон, пермь), в Динарах — карбонатно-терригенные породы верхнего палеозоя. Триасовые и юрские отложения в горном обрамлении представлены карбонатными и карбонатно-терригенными породами. Меловые и палеогеновые отложения выражены карбонатным флишем и известняками Неогеновые и четвертичные толщи распространены на приадриатической части Италии, сложены преимущественно песчаниками, глинами и известняками (миоцен). Общ мощи кайнозойских и мезозойских отложений ~10 км Между триасом и юрой и между эоценом и олигоценом отмечаются перерывы в накоплении осадков Несогласия в залегании слоев выявлены между мелом и палеогеном, миоценом и плиоценом, плиоценом и антропогеном Отложения плиоцена дислоцированы в куполовидные и брахиформ- ные складки, а отложения мезозоя — в более сжатые и сильно нарушенные разрывами вытянутые структуры.

В пределах А и. п. выделяются следующие нефтегазоносные области* Паданский прогиб — в Ломбардской низменности; прогибы Маркс-Абруц- ци и Браданский— в прибортовой зоне бассейна на территории Италии; Южно-Адриатический прогиб — в Ал

бании; Далматинская флишевая зона — в Югославии.

Ловушками кроме пологих брахи- антиклиналей служат нарушенные вытянутые складки и эрозионные выступы. Распространены залежи пластовые сводовые, литологически и дизъюнктивно ограниченные и массивные в эрозионных выступах карбонатных пород. Коллекторы представлены песчаными породами, доломитами и известняками, покрышки — глинами и мергелями По возрасту нефтегазоносные отложения относятся к триасу, юре, мелу, палеогену и неогену. Большая часть месторождений приурочена к отложениям неогена.

Всего открыто около 100 месторождений, в том числе 14 нефтяных. Большая часть месторождений находится в Италии, восемь — в Албании. Добывалось в год (до 1977 г.) около 3 млн. т нефти (2 млн. т в Албании) и 13,3 млрд, м3 газа (в Италии). Основные перспективы нефтегазоносности связаны с акваторией Адриатического моря, в пределах которой открыты газовые месторождения Кроме того, перспективна разведка больших глубин. Открыто крупное газоконденсатное месторождение в Паданском прогибе (в предальпийской его части), связанное с доломитами триаса и юры

АДСОРБЦИЯ — концентрирование вещества (адсорбата) из объема фаз на поверхности раздела между ними, например, из газа или раствора на поверхности твердого тела (адсорбента) или жидкости. А является частным случаем сорбции Различают положительную А., когда концентрация адсорбата в поверхностном слое выше, и отрицательную, когда эта концентрация ниже, чем во внутренних слоях раствора А. происходит под влиянием молекулярных сил поверхности адсорбента; величина ее зависит от природы адсорбента и адсорбата, концентрации адсорбата, свойств поверхности (дисперсности или пористости) адсорбента и от температуры. А. на неполярных адсорбентах (например, на активированном угле) протекает тем сильнее, чем больше молекулярная масса адсорбата; А на полярных сорбентах (например, на силикагеле) зависит, кроме того, от полярности молекул ад-

сорбатов и протекает тем сильнее, чем эта полярность выше

В результате Л. поверхность адсорбента покрывается тонким (адсорбционным) слоем молекул адсорбата, сохраняющих свою индивидуальность (физическая Л.) или образующих с адсорбентом поверхностное химическое соединение (хемосорбция). При постоянной температуре физическая А. увеличивается с ростом давления газа или концентрации раствора С повышением температуры происходит уменьшение адсорбционного слоя (десорбция). Физическая А обратима, а хемосорбция обычно необратима

А. играет большую роль во многих природных процессах, в частности, при образовании и превращении современных и ископаемых осадков, в превращениях подвижных ископаемых форм органического вещества (битумоидов, нефтей и газов) в ходе миграции и т. д. А. применяется для разделения газовых и жидких смесей (см. хроматография), для осушки и очистки газов и жидкостей, при флотации и многих других промышленных процессах.

АЗГАМСКАЯ СВИТА — распространена па севере Таримского бассейна (Сев -Зап. Китай) Представлена переслаиванием кирпично-красных песчаников, конгломератов, глин и глинистых алевролитов. Мощи до 500 м Относится к миоцену. Содержит залежи газа

АЗОТ (N) — химический элемент V группы периодической системы Менделеева. При обычных условиях газ без цвета и запаха Основная масса А находится в свободном состоянии в виде двухатомного газа N2 Ср содержание А. в земной коре 1,9-10-3, в осадочных породах 6-10-2, в воздухе 75,6 вес % (78,09 об %), в природных газах от сотых долей до 99 % у более В составе водорастворенных природных газов содержание А обычно пропорционально общему содержанию газа в воде и уменьшается с глубиной Наибольшие концентрации А. характерны в основном для газов палеозойских отложений догер- цинских платформ (Волго-Уральская НГП, СССР, Уиллистопская и Пермская НГП, США)

Связанный А. является составной

частью некоторых минеральных природных веществ, обычно в виде хлористого аммония NH4CI и различных нитратов (селитр). Связанный А. как один из биогенных элементов входит преимущественно в виде аминокислот в состав всех живых организмов (0,2—15,0%). В виде разнообразных соединений А. присутствует в современных и ископаемых осадках, углях и сланцах (до 2—3 %), в са- пропелях и торфах (до 3—4 %), в нефти (до 0,5 %) (см. соединения органические азотсодержащие). Источником азота в них служат главным образом продукты взаимодействия аминокислот с углеводами (см. мела- ноидины) и продукты деградации пигментов растительного и животного происхождения — хлорофилла и гемина (см. порфирины) Связанный А. концентрируется преимущественно в асфальтово-смолистых веществах, поэтому наиболее высокие содержания А. характерны для тяжелых высокосмолистых нефтей. Как правило, с увеличением глубины залегания и возраста вмещающих отложений содержание А во всех формах ископаемого ОВ снижается

Для определения связанного А в органических соединениях в битуминологии используется метод Кьельдаля, состоящий в окислении исследуемого ОВ концентрированной серной кислотой для перевода связанного А. в аммиак, количество которого определяется титрованием

Природный А. состоит из двух стабильных изотопов 14N и I5N Для атмосферного А отношение 14N/I5N = — 273 (стандарт). Ввиду того что изотопные вариации в природном А- невелики, изотопный состав А. любых природных источников принято выражать смещением б относительно стан

дарта:

d15Nd15N(«Ы/ХЫ^разца -

d15N

d15N

(15М/14Ы)стандарТа

. 1000.. 1000.(l5N/14N)CTaHAapTa(l5N/14N)CTaHAapTaА. живого вещества и нефтей по изотопному составу обычно несколько тяжелее атмосферного для нефтей 615N = + (1 -?7)%о Изотопный со став А природных газов варьирует в весьма широких пределах* 6,5N = = [(-Ю) ~ (+18)]%о.

. 1000.

. 1000.

(l5N/14N)CTaHAapTa

(l5N/14N)CTaHAapTa

АКВАБИТУМОИДЫ— см. вещество органическое водорастворенное.

АКВАТОРИЯ — участок водной поверхности (океана, моря, залива и т. д.).

АКВИТАНСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — занимает югозап часть Франции. Расположена между герцинскими массивами на севере, северо-востоке и востоке и Пиренеями на юге В тектоническом отношении представляет собой асимметричный Аквитанский прогиб, открытый в сторону Бискайского залива. Внутренний борт прогиба характеризуется пологим залеганием верхнепалеозойских, мезозойских и палеоген- неогеновых пород, а внешний — сложной складчатостью. Длина бассейна 375—350 км, площадь 131 тыс. км2, объем осадочного выполнения 329 тыс. км3, ориентировка прогиба субширот- наз. Начало освоения 1939 г

Фундаментом прогиба является гер- цинский складчатый комплекс. Макс мощн. осадочного выполнения ~12 км В основании осадочной толщи находятся верхнекаменноугольные угленосные песчаники и сланцы, перекрытые пермскими красноцветными конгломератами и песчаниками Триасовые и юрские отложения представлены преимущественно карбонатными эвапоритовыми образованиями, меловые— в нижней части песчаниками, глинами и известняками, в верхней части известняками с прослоями глин, палеогеновые — известняками, песчаниками, глинами и мергелями морского и континентального происхождения. В верхнем отделе мела (се- нон) и в основании палеогена на юге развит флиш.

Аквитанский прогиб разделен широтным тектоническим поднятием на две впадины: Адурскую и Аркашон- скую Адурская впадина замкнутая, вытянутая вдоль подножия Пиренеев Аркашонская погружается в сторону Бискайского залива, на акватории которого, возможно, и замыкается Аркашонскую впадину осложняют брахиантиклинальные складки, а Адурскую — более сложные антиклинали, разбитые нарушением. В пред- пиренейской зоне встречены веерообразные и диапировые структуры Продуктивными в большинстве случаев являются доломиты и извест

няки юрской системы, неокома и се- нона. В Аркашонской впадине нефтеносны также песчаники апта и альба

В Аркашонской впадине в наиболее прогнутой ее части (к юго-западу от г. Бордо) открыто 10 нефтяных месторождений, из них одно крупное по запасам (Парентия, 30 млн. т), остальные мелкие. В Адурской впадине открыто 5 газовых месторождений, из которых крупными являются Лак, Мейон-Сен-Фа и Пон-Д’Ас. Месторождение Лак имеет и одну нефтяную залежь в доломитах и известняках сенона. Нач запасы газа около 340 млрд, м3, нефти 40 млн. т Добыча (1977 г.) нефти 1,05 млн т, газа 7,6 млрд, м3 (включая другие бассейны Франции). Поиски нефти и газа продолжаются на акватории Бискайского залива и на больших глубинах. АКИТА НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ— располагается в сев-зап. части о. Хонсю и на прилегающей акватории Японского моря, па юге граничит с НГО Ниигата. В 1870 г в островной части открыто первое нефтяное месторождение, в 1912 г. — первое газовое На акватории в 1959 г. открыто нефтяное месторождение А н. о. связана с внутренней впадиной кайнозойской складчатой области Японской островной дуги Степень закрытости по площади средняя. Площадь 30 тыс км2, длина — средняя 250 км, максимальная 325 км, ширина 120 км Объем осадков нео- ген-четвертичного возраста 75 тыс км3. Простирание длинной оси ССВ.

Фундамент сложен метаморфическими породами палеозойского возраста. Макс. мощи, осадочного чехла 6 км Доля морских отложений в составе чехла превышает 80 %, из них карбонатные разности составляют менее 1 %. Углы наклона на бортах впадины достигают 45°. В пределах впадины прослеживаются три относительно обособленные отрицательные структуры овальной формы. Осадочное выполнение смято в сложные складки, объединенные в антиклинальные зоны субмеридионального простирания Складки асимметричные, брахиформные, реже линейно-вытянутые н куполовидные, как правило, с пологими западными и крутыми восточными крыльями; разбиты многочисленными диагональными и попе-

речными разрывными нарушениями типа взбросов и сбросов Площадь антиклиналей достигает 20 км2, амплитуда — нескольких сотен метров.

Региональными покрышками служат толщи аргиллитов среднего миоцена и плиоцена. Продуктивные комплексы связаны со средне- и позднемиоценовыми отложениями и объединяют по 10 и более пластов-коллекторов поровсго и порово-трещинного типа. Среди коллекторов преобладают песчаники, реже ими служат трещиноватые аргиллиты, туфы, мергели и конгломераты Мощн. продуктивных пластов — от нескольких метров до первых десятков метров, пористость 15—30 %, проницаемость менее 0,1 мкм2

Месторождения УВ концентрируются в антиклинальных зонах, расположенных вблизи центральной, наиболее прогнутой, части впадины с восточной ее стороны Основные залежи открыты в песчано-глинистых отложениях прибрежно-морского генезиса на глубинах до 2,5 км. Залежи связаны с ловушками в основном пластового сводового типа, реже — с выклиниванием и замещением пластов-коллекторов па своде антиклиналей, со стратиграфическими несогласиями и с дизъюнктивным экранированием

В пределах А и. о. открыто 50 нефтяных и 3 газовых месторождения, месторождения мелкие. Геол ресурсы составляют 81 млн. т нефти и 61 млрд, м3 1аза Все ресурсы сосредоточены в миоценовых отложениях и поровну распределяются по интервалам глубин до 1 км и 1—Зкм. АККРЕЦИЯ — 1. Постепенное увеличение суши под влиянием природных сил, действующих длительное время (например, намыв песка и расширение пляжа). 2 Конкреция, непрерывно растущая от центра к периферии, захватывающая при этом частицы вмещающего ее осадка, породы. АККУМУЛЯЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА— этап в общем процессе миграции УВ, когда интенсивность их рассеяния из какого-либо объема горной породы меньше интенсивности их поступления в этот объем Нефть всегда аккумулируется вместе с тем или иным количеством растворенного в ней УВ-газа Газ может накапливаться обособленно или с некоторым ко

личеством растворенных в нем жидких УВ (конденсата). Фазовое обособление нефти и газа может происходить либо в процессе формирования залежей, либо при последующем их переформировании и расформировании. В первом случае изначально накапливаются газ и нефть с предельным газосодержанием, во втором накапливается только нефть с дефицитом газонасыщения и фазовое обособление нефти и газа осуществляется позже вследствие изменения термобарических условий, т. е. аккумуляция газовой фазы не совпадает по времени ^накоплением жидкой фазы (нефти).

Жидкие УВ (нефть) являются наиболее сильным сорбентом УВ-газов в системе «порода — жидкость (вода, нефть) — РОВ». Их сорбционная (растворяющая) способность приблизительно на порядок выше, чем у других компонентов указанной системы. Единица порового объема породы, содержащая газонасыщенную нефть, заключает в себе почти столько же газа, сколько она вмещала бы, если бы была заполнена чистым газом. Поэтому любой процесс накопления газонасыщенной нефти следует также рассматривать как процесс аккумуляции УВ-газов, но без их фазового обособления

В зависимости от объема скопления, его устойчивости в капиллярной системе пород при воздействии гидравлических сил, длительности его существования следует различать А. н. г. первичную и вторичную.

Первичная аккумуляция — это накопление таких лабильных скоплений нефти и газа, вертикальная протяженность которых h = I sin а (где I — протяженность скопления вдоль экрана с углом наклона а) обеспечивает силу всплывания УВ, способную преодолеть давление капиллярного прорыва вмещающей пористой, чаще трещиновато-пористой среды В крупнопористой среде и при низком поверхностном натяжении на границе с пластовой водой величина h не превышает нескольких десятков см даже для жидких УВ и в несколько раз меньше для газов Насыщенность несмачивающей (углеводородной) фазой пустотного пространства пород в объеме скопления при этом может лишь незначительно превышать кри-

тическую фазовую насыщенность, но она будет тем больше, чем выше давление капиллярного прорыва, препятствующее всплыванию скопления.

Первичная аккумуляция осуществляется в результате проявления следующих процессов: выделения из воды (нефти) УВ-газов в виде субкапиллярных пузырьков, их укрупнения благодаря диффузии газов из раствора и соединения пузырьков меньшего размера в более крупные пузырьки; выделения жидких УВ из водных растворов при снижении температуры и их высаливания при увеличении минерализации с последующей коалесценцией образовавшихся капель; ситового разделения мицеллярных растворов жидких УВ и их эмульсий при фильтрации воды через полупроницаемые экраны; выпадения жидких УВ из газоконденсатных растворов В механизме первичной аккумуляции еще много неясного. По-видимому, отдельные ее элементы и процессы есть уже при первичной миграции, в результате чего нефть и газ могут эмигрировать из производящих пород в свободной фазе.

Перемещение скоплений, образующихся при первичной аккумуляции, происходит до ближайшего тектонического, литологического или гидравлического экрана (линии перегиба кровли пласта, плоскости дизъюнктивного нарушения, зоны выклинивания проницаемых . отложений, зоны повышенных градиентов напора вод и т. п), вдоль которого происходит слияние скоплений, их укрупнение и образование струйных потоков, перемещающихся по восстанию экранов до ловушки, где осуществляется уже вторичная аккумуляция и образуются большие стабильные скопления — залежи. Формирование залежей в процессе первичной аккумуляции — явление редкое, и объем образующихся при этом месторождений не может быть большим.

На процессы А. н г. сильное влияние оказывают термобарические и геохимические условия. На больших глубинах, где температура превышает 100—150 °C, резко снижается сорбция У В породами и РОВ; поверхностное натяжение на фазовых границах резко уменьшается, приближаясь к нулю; коллоидные растворы УВ и эмульсии

разрушаются. Все это резко ограничивает роль капиллярных эффектов и высаливания УВ. В этом же направлении действует повышение щелочности среды подземных вод и присутствие в них поверхностно-активных веществ (ПАВ) — жирных и нафтеновых кислот, асфальТово-смолистых компонентов и др. Щелочная фаза характерна для относительно слабоминерализованных вод (меньше 20— 25 г/л), широко развитых на глубинах 2—3 км в ряде НГБ. В таких условиях всплывание, фильтрация и аккумуляция УВ облегчаются. В то же время увеличивается роль в переносе УВ газоконденсатных растворов. Но роль воды, несмотря на ее повышенную растворяющую способность, ограничена из-за относительно малого ее количества в низкопористых породах.

Начало проявления первичной и вторичной аккумуляции, скорость и продолжительность обусловленного ею формирования залежей нефти и газа определяются всем комплексом факторов, от которых зависит интенсивность генерации и миграции УВ. Возможность аккумуляции газа возникает, видимо, еще в биохимической зоне и сохраняется в различной степени вплоть до зоны метаморфизма. Аккумуляция жидких УВ осуществляется в ^более узком интервале — это преимущественно средние стадии катагенеза (МКа—МК3). Скорость миграции мелких первичных скоплений нефти и газа относительно высока, и поэтому разрыв во времени между началом первичной и вторичной аккумуляции небольшой. Продолжительность вторичной аккумуляции нефти оценивается для большинства залежей периодом от 1 до 12 млн. лет при средней скорости подтока первые десятки т/год. Для гигантских месторождений средняя скорость подтока увеличивается до сотен т/год.

Стадийности и неоднократной активизации процессов генерации и миграции УВ соответствует и повторяемость процессов аккумуляции, отмечаемая как в нефтяных, так и в газовых месторождениях.

АКМЕ-ЗОНА (эпиболь)—группа слоев, в которых отмечается расцвет или максимум развития какого-либо таксона древней фауны или флоры

вне зависимости от общего стратиграфического диапазона этого таксона (его биозоны). В практической биостратиграфии А.-з. обычно выделяются по видовым или родовым таксонам, расцвет или максимум развития которых определяется либо по наибольшему числу экземпляров, либо по наибольшей частоте встречаемости, либо (для родовых таксонов) по наибольшему числу видов какого- либо рода. Индексом А.-з. является род или вид, по расцвету которого она установлена; например, акме-зона О1е- nellus, акме-зона Buchia mosquensis. АКСИОЛИТ — сферолитоподобное образование, волокна которого радиально-лучисто расходятся по обе стороны от прямой или изогнутой линии (оси), а не от точки (центра), как в сферолите

АКТИВНОСТЬ ДИФФУЗИОННОАДСОРБЦИОННАЯ — характеризует величину диффузионно-адсорбционного потенциала, возникающего на границе раздела раствор электролита — насыщенная этим раствором горная порода. А. д.-а. (Ада) прямо пропорциональна превышению диффузионноадсорбционных потенциалов Ёда, возникающих между раствором солей и горной породой, над диффузионным потенциалом Е^ при свободном соприкосновении растворов с поровой водой, измеренному при двух активностях растворов ах и а2, и обратно пропорциональна логарифму отношения этих активностей*

д (^да — Е^(£да ^д)г

даlg(ai/a2)'

А. д -а. горной породы определяется следующими факторами 1) химико-минеральным составом твердой фазы; 2) ионными составами пластовых вс а и контактирующих с породой растворов: 3) степенью дисперсности породы; 4) плотностью укладки частиц породы; 5) степенью насыщения пор горной породы раствором. Чем больше глинистость и дисперсность породы, чем менее концентрирован насыщающий се раствор; чем плотнее укладка зерен породы и чем меньше насыщенность се раствором, тем больше А д -а Для определения величины А д -а используется лабораторный метод, основанный на изме-

рении диффузионно-адсорбционных потенциалов, возникающих на торцах цилиндрического образца горной породы, насыщенного раствором электролита определенной концентрации и находящегося в контакте с двумя свободными растворами того же электролита, концентрации которых больше и меньше, чем концентрация насыщающего раствора

Так как различные горные породы обладают различными значениями А. д -а., измерение диффузионно-адсорбционных потенциалов в скважине — метод собственных потенциалов (СП) — дает возможность для оценки особенностей пород в разрезе скважины, а иногда даже и их коллекторских свойств

АКТИВНОСТЬ ОПТИЧЕСКАЯ — способность некоторых веществ вращать плоскость поляризации света. Для измерения А о. используются поляриметры разной конструкции с монохроматическим источником света (обычно с длиной волны 589,3 нм, отвечающей линии D натрия). Вращение плоскости поляризации по часовой стрелке обозначается знаком (+), против часовой стрелки знаком (—) Наблюдаемый угол вращения а (градус) пересчитывается на удельное вращение [а]^ по формулам:

[а]х = а/(/р) или [а]£= 100а/(/С), где / — длина кюветы, см; р — плотность жидкости, г/л, С — концентрация растворенного вещества, г/100мл

Подстрочным индексом X обозначается длина волны использованного источника света, надстрочным индексом t— температура измерения

Использование спектрополяриметров дает возможность определить А о. при разных длинах волн в интервале 700—250 нм (дисперсию А о).

А о органических соединений обусловлена наличием в их молекуле одного или нескольких центров асимметрии —Атомов углерода, все четыре валентные связи которых насыщены разными атомами илн группами атомов. Соединения с асимметричными атомами углерода существуют в виде весьма близких по свойствам пространственных (стерео-) изомеров. Например, для стерина С21 с несколькими асимметричными атомами угле-

рода теоретически возможно существование 128 стереоизомеров. В процессе абиогенного синтеза таких соединений, как правило, образуются оптически неактивные (рацемические) смеси, содержащие в равных количествах все возможные право- и левовращающие изомеры.

Стереоспецифический синтез, приводящий к образованию оптически активных соединений, обогащенных лишь несколькими (или одним) изомерами, характерен для живой природы Так, из сотен возможных стереоизомеров стероидов в живом веществе синтезируются лишь четыре стереоформы. Оптической активностью обладают практически все вещества живой клетки, имеющие асимметричные атомы углерода ([а]^ глюкозы + 109,6°; холсстанола +24°) А. о нефтяных УВ ([oJd) редко превышает —0,6°, однако удалось выделить узкие фракции УВ, у которых А. о достигает —22°. Эти фракции в основном представлены полициклическими цикланами, являющимися по структуре углеродного скелета аналогами природных терпенов и стероидов (хемофоссилии типа стеранов, гопаков, терпанов).

Присутствие в нефти А. о.-веществ рассматривается как одно из доказательств се биогенного происхождения По статистическим данным с увеличением возраста вмещающих отложений А о нефти снижается от —0,6° для кайнозойских нефтей до —0,1° для силурийских. Это снижение происходит параллельно с уменьшением в их углеводородном составе доли полициклических цикланов — основных носителей А о. нефти АКТИНОЛИТ — см. амфиболы АКТУАЛИЗМ — система представлений, методологический принцип которой утверждает сходство геологических процессов и обстановок прошлых и современной эпох в развитии Земли А. позволяет использовать результаты изучения современных процессов и обстановок, а также данные сравнительной планетологии в качестве экспериментальной основы геологических реконструкций А. возник в виде униформизма, т е положения о полном подобии геологических процессов прошлого и настоящего, но затем

трансформировался в сложную систему представлений, учитывающих поступательный и необратимый характер процесса развития Земли как планеты

Основная трудность при использовании А. состоит в соотнесении кратковременно наблюдаемых современных процессов и обстановок с запечатленными в литосфере Земли следами длительных геологических явлений, подлежащих реконструкции. Достоверность основанных на А. реконструкций возрастает при использовании более общих причинно-следственных зависимостей, меньших временных интервалов и объектов меньших размеров.. А. наиболее широко используется при реконструкции процессов и обстановок осадконакопления, что позволяет прогнозировать литологические условия нефтегазоносности, в частности распространение коллекторов нефти и газа.

АКЧАГЫЛЬСКИЙ ЯРУС (акча- гыл) — региональный ярус, широко распространенный на юге СССР (Вост. Закавказье, Вост. Предкавказье, Поволжье, Прикаспий, Приуралье, Зап. Туркмения) и в Иране. Лектостратотип — Зап. Туркмения, Краснодарский район, пос. Ушак. Представлен известняками, мергелями, глинами, песками, песчаниками. Мощн. до 1500 м Фауна моллюсков Возраст поздний плиоцен Промышленно нефтеносен на Апшеронском полуострове и в Зап. Туркмении АЛАЙСКИЙ ГОРИЗОНТ (ярус) — региональный ярус, широко распространенный на юге Средней Азии (Ферганская, Алайская долины, Таджикская депрессия, Бадхыз, Алайский и Заалайский хребты). Стратотип в районе г. Исфара, Фергана Представлен известняками, доломи*- тами, глинами, песчано-глинистыми породами Мощи до 250 м Фауна двустворок и фораминифер. Возраст средний эоцен. Промышленно нефтегазоносен

АЛЕВРИТ — нецементированная обломочная осадочная порода, сложенная на 50 % и более обломочными частицами, среди которых больше половины имеют алевритовую размерность (от 0,01 до 0,1 мм).

АЛЕВРИТИСТЫЙ, АЛЕВРИТОВЫЙ — прилагательное, указывающее

на присутствие в осадочной породе обломочных частиц алевритовой размерности (0,01—0,1 мм) в количествах соответственно от 5 до 25 % (алевритистый) или от 25 до 50 % (алевритовый).

АЛЕВРОЛИТ — сцементированная обломочная осадочная порода, сложенная на 50 % и более обломочными частицами, среди которых более половины имеют алевритовую размерность (0,01—0,1 мм).

АЛ ЕВРОПЕЛ ИТ — сравнительно однородная осадочная порода, сложенная примерно поровну мелкоалевритовым и глинистым материалом.

АЛЕКСИНСКИЙ ГОРИЗОНТ —распространен в Московской синеклизе, Тимано-Печорском и Волго-Уральском районах. Входит в состав окского надгоризонта. Представлен преимущественно карбонатными отложениями (известняки, доломиты), которые местами замещаются терригенными породами. Мощн. 10—55 м Фауна брахиопод, фораминифер, остракод

Возраст ранний карбон (начало позднего визе). Промышленно нефтеносен в Волго-Уральской и Тимано-Печор- ской провинциях.

АЛИНЫ — термин, предложенный Н. Б. Вассоевичем для обозначения ОВ сапропелевого типа (обогащенного алифатическими структурами). АЛКАНЫ (метановые, парафиновые УВ) — углеводороды с общей формулой СлН2п+2. Углеродный скелет А. представляет собой линейные или разветвленные цепи углеродных атомов, соединенных простыми связями (см. углеводороды). А, имеющие линейную структуру, называются нормальными (я-алканами), а А. с разветвленной углеродной цепью — изоалканами. Названия и основные физические свойства некоторых я-А. приведены в табл А. 1. Температура кипения и плавления изоалканов ниже, чем я-А. с тем же числом углеродных атомов А. химически наиболее инертная группа УВ, неспособная к реакциям присоединения Основные реак-

Название

Формула

СЛН2п + 2

ГПЛ’ ’С

Т . °C 'кип*

Плотность (в жидком состоянии)

Фазовое состояние в стандартных условиях

Метан

сн4

-182,5

-161,6

0,4160

Газы

Этан

С2Н6

— 182,8

-88,6

0,5462

Пропан

СзН8

— 187,6

—42,1

0,5824

я-Бутан

С4Н10

-138,3

-0,5

6,5788

я-Пентан

С5Н,2

— 129,8

36,1

0,6264

Жидкости

я-Гексан

с6н14

-95,3

68,7

0,6594

я-Гептан

С7Н|6

-90,6

98,5

0,6837

^-Октан

CgHig

-56,8

125,7

0,7028

я-Нопан

С9Н20

-53,6

150,8,

0,7179

я-Декан

С10Н22

—29,7

174,0

0,7298

я-Гептадекан

С17Н36

22,0

303

0,7767

я-Октадекан

С18Нзз

28,0

330

0,7767

Т вердые

я-Эйкозан

С20Н42

36,4

—

0,7777

вещества

я-Пентакозан

C2sH52

53,3

—

—

я-Триаконтан

Сз0Н62

66,5

—

—

я-Тетраконтан

С40Н52

81,0

—

—

я-Пентаконтан

СзоНюг

92,0

—

0,7940

я-Гектан

^100^202

115,2

—

—

Физические свойства

ТАБЛИЦА А.1 некоторых я-алканов

ции А. — термическая деструкция, изомеризация, дегидрирование, окисление.

Газообразные А. СН4—С4Ню—единственный углеводородный компонент горючих газов В нефтях и битумои- дах РОВ идентифицированы н-Х. до С45Н92 и изо-Х. до С25Н52. Имеются указания на присутствие в некоторых минералах нефтяного ряда я-А., содержащих до 100 атомов С в молекуле. Наибольшим содержанием А. (до 70 %) характеризуются легкие нефти из мезозойских и палеозойских отложений, залегающие на глубинах более 2000 м. С увеличением общего количества А, как правило, растет отношение я-А. к изо-Х. Содержание я-А. в нефтях может достигать 50 %, при этом в максимальных концентрациях обычно присутствуют я-А. С5Н12—С9Н20. В тяжелых нефтях с низким общим содержанием я-А. максимум .на кривой их распределения находится в области С18—С2о и выше

Специфической характеристикой

' распределения я-А , широко используемой в органической геохимии, является коэффициент нечетности Нормальные я-А. Ci8H38 и выше составляют основную массу нефтяных парафинов В природных условиях я-А. средних и высших фракций могут легко окисляться некоторыми микроорганизмами, особенно в аэробных условиях (см. биодеградация нефти), поэтому в зоне гипергенеза нефть с высоким содержанием я-А. обычно отсутствует. Изо-Х. концентрируются главным образом в низких и средних фракциях нефти. Основная масса их представлена УВ с одной короткой боковой цепью (метилалканами) и с несколькими регулярно чередующимися метильными радикалами в цепи (изопреноидными углеводородами). Изопреноидные УВ и я-А средних и высших фракций нефтей и битумоидов относятся к числу хемофоссилий, генетически связанных с липидами и пигментами живого вещества. Остальные изо-Х. и низкомолекулярные я-А. преимущественно являются продуктами различных процессов катагенети- ческого преобразования исходных биологических молекул, протекающего с изменением их углеродного скелета АЛКЕНЫ (олефины, непредельные УВ)—углеводороды общей форму

лы СлН2п с двойной связью. Химически высокоактивны. Именно этим объясняется их практически полное отсутствие во всех видах ископаемого ОВ. А образуются при промышленном крекинге нефти и ее фракций. Редкие случаи обнаружения небольших количеств А. в нефти, если они не связаны с техногенным загрязнением, могут рассматриваться как свидетельство сравнительно недавнего высокотемпературного воздействия на нефть (возможно, вулканических интрузий).

АЛЛИТ — осадочная порода, продукт химического выветривания горных пород, состоящая в основном из свободных окислов и гидроокислов А1 Различают: бокситы — разности, обогащенные А1 (А12О3 > 28 %), и латериты — бедные А1, по с высоким содержанием окислов Fe

АЛЛОТИГЕННЫЙ —образовавшийся раньше осадочной породы, привнесенный в нее извне. Относится к минералам, обломкам пород, фауне, РОВ и т. д, привнесенным из областей сноса или переотложенным в результате перемыва осадков на дне бассейна (антоним — аутигенный) АЛЛОФАН — минерал, аморфный водный силикат алюминия с приблизительным отношением Si: Al « I : 1. Изредка образуется в корах выветривания

АЛЛОХТОННЫЙ — испытавший относительное перемещение после своего образования Например, оползень; битумоид, потерявший связь с материнским для него РОВ (в том числе паравтохтонный битумоид) АЛЬБЕРТИТЫ — подкласс низших керитов. А —твердые, хрупкие, блестящие образования, нерастворимые в петролейном эфире и ограниченно растворимые в хлороформе и сероуглероде Пл 1.07—1,15, содержание С 83—87 %, Н 8—9 %, выход беззольного кокса 25—50 %.

АЛЬБИТ — см плагиоклазы.

АЛЬГАРИТЫ— группа природных образований углеводно-белкового происхождения, генетически примыкающая, но не принадлежащая к битумам. В условиях жаркого климата А имеют вид желтых или буроватых корочек на поверхности горных пород; набухают, частично растворяясь, в воде В районах с влажным климатом

представляют собой черную вязкую, практически полностью растворимую в воде массу. Характерно для А. высокое содержание азота (до 7 %, иногда выше). А. являются продуктом бактериальной переработки озокеритов или парафинистых нефтей, что определяет и их распространение Нередко к А. относят современные биогенные образования, близкие к А. по составу и условиям нахождения, но генетически отличные от них В общем случае точная диагностика обеспечивается наличием переходных форм, сохранивших примесь недопе- реработанного исходного парафинистого материала По-видимому, мумиё, использовавшееся в народной медицине Азии с древних времен, является разновидностью А

АЛЬГИНИТ — основной микрокомпонент сапропелевого ископаемого органического вещества, включающий в себя коллоальгинит и талломоальги- нит. При интенсивном бактериальном окислении в диагенезе А. переходит в оксисорбоальгинит.

АЛЬМАНДИН — см. гранаты.

АЛЬРАР НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в Алжире в вост части впадины Иллизи; приурочено к участку моноклинали, осложненному малоамплитудными структурными носами и разрывами Основной продуктивный горизонт F3 (средний девон), сложенный песчаниками, по восстанию замещается глинистыми породами, образуя крупную литологически экранированную ловушку. Газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой расположена на глубине 2075 м Газ содержит 70 % метана и 10 % этана, содержание конденсата 370— 400 см3/м3 Запасы месторождения 167 млрд м3

АЛЬТИПЛАНО НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ (Капакабана, Титикакская НГО)—расположена в пределах Боливии (Ла-Пас, Оруро, Потоси), Перу (Пуно), Аргентины (Жужуй, Сальта, Катамарка) и Чили (Атакама) Первое нефтяное месторождение открыто в 1906 г. в районе оз Титикака А и п. связана с межгорной впадиной, расположенной в пределах высоко!орного плато (до 4000 м); в современной структуре представляет собой сложно построен-

ный> продольный грабен в центральной части системы Анд, сев половина грабена приурочена к останцу докембрийской платформы. А н п. вытянута с севера па юг на 1500 км при ширине 150 км; площадь 212 тыс. км2, объем осадков 1,5 млн км3. Макс глубина залегания докебрий- ского фундамента 15 км, макс, мощи пород палеозоя 7, мезозоя 7, кайнозоя 7,5 км

Выделяются следующие литолого- стратиграфические комплексы, разделенные перерывами: кембрийско-ордовикский песчано-глинисто-карбонат- ный; девонский пссчано-карбонатно- глинистый; нижнекаменноугольный песчано-глинистый; нижнепермский карбонатно-терригенный; юрский песчано-глинистый (на севере) и гли- нисто-соленосный; меловой континентально-морской карбонатно-терригенный, кайнозойский (палеоген-нсо- геновый), представленный красцоцвет- ными терригенными, вулканогенными и соленосными образованиями и несогласно перекрывающий отложения нижележащих комплексов. По геофизическим данным бассейн разделяется на четыре впадины, из которых две, наиболее глубокие с мощностью чехла до 15 км, находятся в центральной части и тяготеют к его вост, борту

Поверхностные нефтегазопроявле- пия известны на территории всего бассейна, который в общем изучен слабо Нефтеносность первого малодебитного месторождения Пирин (разбитая сбросами антиклиналь), которое не разрабатывается с 1941 г , связана с меловыми песчаниками, получены промышленные притоки нефти и газа из отложений мела и палеогена на площади Вильке Перспективы открытия месторождений связаны в основном с отложениями мелового и кайнозойского возраста

АЛЬТИТУДА — высота (м) над уровнем моря какой-либо точки земной поверхности, устья скважины, шахты, шурфа и т д.

АЛЮМОСИЛИКАТЫ — минералы, кремнекислые соединения, в которых А1 занимает такое же положение в кристаллической структуре, как и Si Наиболее распространенные А осадочных пород — полевые шпаты, глинистые минералы, слюды и др

АЛЯСОВСКАЯ СВИТА — распространена на северо-западе Зап. Сибири. Сложена темно-серыми аргиллитами, в нижней части слабобитумп- нознымн (дёминская пачка), с прослоями и линзами сидеритов в средней части Мощн. до 200 м, обычно 80—100 м Фауна аммонитов, двустворок, фораминифер Возраст бер- риас — готерив Входит в состав ве'рх- неюрско-неокомской региональной покрышки

АМАДИЕС НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ РАЙОН — расположен в юж. части штата Сев территория в Австралии; вытянут в широтном направлении и пересекает границу со штатом Зап Австралия. На востоке граничит с Великим артезианским бассейном континента В тектоническом отношении представляет собой крупный прогиб (юж 'часть большого миогсосинкли- нального бассейна) Размеры 200 X Х800 км, площадь 16 тыс. км2, объем осадочного выполнения 26 тыс км3. Начало освоения 1964 г

Фундаментом являются изверженные и метаморфические породы архейского возраста (комплекс Арун- та). Макс мощн. осадочного чехла 12,7 км. Представлен протерозойскими отложениями и породами фанеро- зоя от кембрия до антропогена. Осадочная толща имеет перерывы в протерозое, силуре, девоне и угловые несогласия между карбоном и пермью, палеозоем и мезозоем. Мезозойские и более молодые отложения залегают почти горизонтально; палеозойские образуют вытянутые в широтном и сев -зап направлении складки, часто нарушенные разрывами

Поиски нефти и газа проводились в северной и центральной частях района. Открыто два месторождения- Мэ- ринай (газонефтяное) и Палм-Валли (газовое). Оба месторождения приурочены к узким антиклинальным складкам. Продуктивными являются кварцевые трещиноватые песчаники нижнего и среднего ордовика (Стей- руэй, Хорн-Велли и Пакута). Покрышками служат глинистые сланцы. Залежи относятся к пластовому сводовому типу. Извл. запасы Мэринай’ нефти 9,5 млн. м3 (геол, запасы — 47,7), газа 42,5 млрд м3. Нефть метановая, пл 0,74—0,80, сернистость 0,1 вес %; газовый фактор 157 м3/м3.

Запасы газа Палм-Валли 170 млрд. м3. Газ метановьш (СН4 88,9 %, ТУ 8,9 %, М2 2,12%, СО2 0,19%). Месторождения нс эксплуатируются.

АМАЛ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— расположено в Ливии в синеклизе Сирт; приурочено к крупному структурному носу 48 X 16 км Открыто в 1959 г. Основные запасы нефти связаны с кембрийско-ордовикскими песчаниками, залегающими на глубине 3020 м. Нач. извл. запасы 570 млн. т, в том числе доказанные 204 млн. т Пл. нефти 0,845. Макс, добыча 10 млн. т (1968 г).

АМИНОКИСЛОТЫ — гетероатомные органические соединения с двумя функциональными группами: кислотной (карбоксилом — СООН) и основной (аминогруппой — МН2). Благодаря взаимодействию этих групп А способны к поликонденсации в длинные пептидные цепи. Всего в живом веществе обнаружено 20 аминокислот (глицин, аланин, лизин, аргинин, гистидин, пролин, фенилаланин и др).

Природные белки представляют собой высокомолекулярные продукты поликонденсации А. После смерти организмов белки легко гидролизуются с образованием свободных А, которые под действием биогенных и абиогенных факторов подвергаются почти полному разложению на самых ранних стадиях преобразования осадков (в ископаемом состоянии сохраняется иногда лишь небольшая часть А, защищенных минеральными компонентами живого вещества — костями, раковинами). В связи с этим большинство современных гипотез отрицают существенное участие А. в нефтсобразованни, хотя некоторые азотсодержащие соединения нефти (например, амиды кислот) могут рассматриваться как производные А. Более важную роль играют А. совместно с углеводами и фенолами в образовании псевдогуминовых (гумоид- ных^ веществ типа меланоидинов.

АМПЛИТУДА ВОЛНЫ —см. параметры сейсмических волн.

АМП Л ИТУДА СКЛАДКИ — см складка

АМСДЕН ФОРМАЦИЯ — распространена в бассейне Биг-Хорн (Вайоминг, США). Представлена известняками, красными сланцами и песчаниками. Мощи 80—105 м.

Относится к Пенсильванию. Промышленно нефтеносна Продуктивные горизонты приурочены к пластам песчаников и к трещиноватым известнякам.

АМУДАРЬИНСКАЯ ГАЗОНЕФТЕНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — располагается в пределах Центральной и Вост Туркмении и Зап. Узбекистана Ее размеры 650 X 700 км, площадь более 360 тыс. км2. Начало нефтегазопоисковых работ относится к 1930— 1935 гг., первое газовое месторождение открыто в 1953 г. К настоящему времени открыто около 140 газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений, в том числе Даулета- бад-Допмез, Шатлык, Газли, Шуртан и др.

А г. п. занимает юго-вост, часть Туранской плиты, включающую Амударьинскую синеклизу, Центральнокаракумский свод, Бахардокский склон и Предкопетдагский краевой прогиб Складчатый фундамент образован палеозойскими допермскими магматическими и метаморфизованными породами, макс, глубина его погружения 14—15 км. В качестве промежуточного комплекса выделяются вулканогенно-осадочные образования перми и триаса, достигающие в отдельных грабен-синклиналях мощн. 8—9 км. Осадочный чехол представлен терригенными, галогенными и карбонатными породами юры, мела и кайнозоя общ. мощн. до 6 км. В разрезе преобладают морские и лагун- .ные отложения (60—70 % и более); континентальные образования характерны для нижней и средней юры, нижнего мела, неогена — антропогена.

В пределах провинции выделено четыре газоносные области (Беурде- шик-Хивинская, Заунгузская, Мур- габская, Бадхыз-Карабильская), две газонефтеносные (Чарджоуская и Бухарская), нефтегазоносная (Предко- петдагская) и газоносный район (Центральнокаракумский).

Для Амударьинской синеклизы характерно ступенчатое строение. На ее восточном борту выделены Бухарская и Чарджоуская ступени и Ба- гаджинско-Малайский выступ, на западном — Беурдешикская ступень и Кирпичлинский выступ В центре синеклизы располагается обширный Учаджинский свод, разделяющий наи-

более погруженные части синеклизы — прогибы Заунгузский, Карабе- каульский, Сев.-Карабильский. В юж. части прослеживается крупная Бадхыз-Карабильская зона поднятий. На юж, сев. и юго-вост, периферии синеклизы выделены соответственно Ка- лаиморский, Хивинский и Бешкентский прогибы, в зап. части обособляется Мары-Серахская зона поднятий. Важную роль в строении синеклизы играют региональные разломы фундамента, разграничивающие перечисленные тектонические элементы. К региональным разломам приурочены Вост.-Унгузская зона поднятий, образованная цепью линейных приразломных валов, и Репетек-Келиф- ская зона галотектогенеза.

Центральнокаракумский свод расположен в северо-западной части провинции и представляет собой крупное поднятие фундамента 250 X X 150 км. К югу от него выделяется зона моноклинального погружения — Бахардокский склон, переходящий южнее во внешний борт Предкопет- дагского краевого прогиба. Прогиб протягивается более чем на 400 км и разделяется Кизыларватским выступом на две депрессии: Ашхабадскую и Казанджикскую.

В пределах провинции широко развиты локальные антиклинальные складки (общее число выявленных структур превышает 400), обычно брахиантиклинального, реже линейного или куполовидного типа, амплитудой от 30—50 до 250 м и размерами до 500 км2. В Репетек-Келифской зоне и Бешкентском прогибе отмечены галокинетические структуры: соляные диапиры, криптодиапиры, соляные антиклинали. Многие структуры осложнены тектоническими нарушениями, особенно широко развитыми па Центральнокаракумском своде и Бухарской ступени. Амплитуды нарушений по фундаменту измеряются сотнями метров, в осадочном чехле— десятками, реже сотнями метров.

Неантиклинальные ловушки представлены главным образом рифогенными телами, широко развитыми в карбонатных отложениях келловея — Оксфорда Чарджоуской ступени Предполагаются литологические и стратиграфические ловушки в пределах

Бахардокского склона и внешнего борта Предкопетдагского прогиба.

В разрезе осадочного чехла выделено четыре основных продуктивных комплекса

Терригенный нижне-среднеюрский комплекс представлен чередованием глин, песчаников, алевролитов, местами с прослоями пирокластического материала. Газонефтеносность комплекса установлена по периферии провинции, в пределах Бухарской и Беурдешикской ступеней, в северной части Чарджоуской ступени и Хивинского прогиба. В центральных и юж. районах провинции комплекс погружен на большие (более 4—6 км) глубины и изучен бурением очень слабо.

Карбонатный верхнеюрский комплекс регионально развит на территории провинции, представлен известняками пелитоморфными, трещиноватыми, в ряде районов — рифогенными С этим комплексом связаны газовые залежи Бухарской, Чарджоуской, Беурдешикской, ступеней, Заун- гузского и Хивинского прогибов, Кир- пичлинского и Багаджинско-Малай- ского выступов. Наиболее высокодебитные залежи массивного типа приурочены к рифогенным ловушкам Региональной покрышкой служит соленосная толща гаурдакской свиты кимериджа — титона или глинистые отложения того же возраста.

Неоком-аптский терригенный комплекс регионально распространен по всей провинции и представлен чередованием песчаников, глин и алевролитов. Региональной покрышкой служат глинистые отложения верхнего апта — альба Газонефтеносность комплекса установлена на большинстве месторождений Бухарской ступени Хивинского прогиба, Мары-Серахской и Бадхыз-Карабильской зон поднятий

Альб-сеноманский продуктивный комплекс представлен переслаиванием песчаников и алевролитов с глинами Региональной покрышкой, как правило, являются глины турона. Комплекс продуктивен преимущественно на западе, востоке и юге провинции, в пределах Центральнокаракумского свода, Бухарской ступени, Калаимор- ского прогиба.

В распределении залежей УВ по разрезу осадочного чехла намечаются следующие закономерности.

— В зонах развития соленосной толщи кимериджа — титона залежи преимущественно приурочены к подсолевым карбонатам келловся — Оксфорда и лишь в Мургабской газоносной области залежи газа установлены в песчаниках неокома, залегающих над мощной толщей солей. Подсолевой разрез в этой области изучен бурением очень слабо.

— В зонах отсутствия соленосной толщи, на периферии провинции, развиты многопластовые месторождения с широким стратиграфическим диапазоном газонефтеносности — от нижней юры до верхнего мела. Залежи нефти преимущественно в виде оторочек отмечены в пределах Чарджоуской и Бухарской газонефтеносных областей.

В терригенных отложениях юры и мела развиты в основном пластовые сводовые залежи углеводородов. Литологически и тектонически экранированные залежи имеют подчиненное значение. В карбонатных отложениях верхней юры преобладают массивные залежи Гидродинамически экранированные залежи предполагаются на месторождении Даулетабад-Донмез, расположенном на сев склоне Бад- хызского поднятия.

АМФИБОЛЫ — минералы, метасиликаты с ленточной структурой; общая формула ленты кремнекислородных тетраэдров [ЗцОц]6-. Тв. 5—6. Пл 2,85—3,6. Породообразующие минералы изверженных пород среднего и основного состава, а также метаморфических пород, (амфиболитов), образующихся из названных изверженных или карбонатных пород В осадочных породах А аллотигенные, изредка встречаются как акцессории, чаще других — роговые обманки, реже актинолит, еще реже щелочные (глаукофан, рибекит). Неустойчивые (см. минералогия терригенная).

АНАЛИЗ БАКТЕРИОЛОГИЧЕСКИЙ (воды, нефти) — определение содержания в среде бактерий, их вида, числа колоний, физиологической активности и т. д. В нефтегазопоисковых целях важно определение бактерий сульфатредуцирующих, тионовых, пропанокисляющих и др., использую-

Схема битуминологического анализаСхема битуминологического анализаТАБЛИЦА А.2ТАБЛИЦА А.2щих в качестве источника углерода УВ

Схема битуминологического анализа

Схема битуминологического анализа

ТАБЛИЦА А.2

ТАБЛИЦА А.2

АНАЛИЗ БИТУМИНОЛОГИЧЕ- СКИ Й (химико-битуминологический) — комплекс лабораторных физико-химических методов определения группового состава рассеянного в породах органического вещества (РОВ). В обычном случае анализ осуществляется по схеме, принятой в настоящее время в качестве обязательной для нефтяных геологических учреждений СССР (табл А 2).

Каждая из выделенных групп веществ (битумоиды А и С, 1уминовые кислоты и кероген) в зависимости от целей исследования изучается с помощью широкою "набора специальных физических и химических методов, не входящих в комплекс А. б. (химико-углспетрографические исследования, инфракрасная и ультрафиолетовая спектрометрия, хроматография и пр ) В некоторых случаях кроме перечисленных групп веществ

непосредственно из горной породы извлекаются сорбированные ею газы и низкокипящие фракции УВ.

АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ (результатов поисково-разведочных работ) — проводится с целью повышения их эффективности и осуществляется по дологическим, административным, производственным объектам, а также ио видам и методам геологоразведочных работ

Основными задачами А г -э являются

— изучение состояния поисков и разведки месторождений (достаточность и рациональность распределения объемов работ и ассигнований по наиболее перспективным направлениям поисков, соответствие применяемых видов, методов и методик работ геологическим условиям, состояние выполнения планов геологоразведочных работ ит д),

— изыскание резервов повышения прироста запасов за счет выбора наи-

более эффективных направлений геологоразведочных работ;

— совершенствование методик поисков и разведки месторождений;

— сокращение непроизводительных затрат и рост производительности труда; -

— совершенствование организации, научного обслуживания и планирования геологоразведочного производства.

А. г -э включает: качественную и количественную оценку результатов ^геологоразведочных работ, характеристику их объемов в натуральном и стоимостном выражении по стадиям, видам и методам, определение и сравнение показателей эффективности (хозрасчетной, отраслевой, народнохозяйственной, сравнительной); формулирование выводов и рекомендаций по повышению экономической эффективности работ в планируемом периоде Особое значение придается показателям, характеризующим конечные результаты геологоразведочного процесса.

АНАЛИЗ ГРАНУЛОМЕТРИЧЕ

СКИЙ — определение гранулометрического состава обломочных горных пород Непосредственное измерение всех осей каждого обломочного зерна проводится невооруженным глазом для крупных зерен и с помощью микроскопа — для мелких. Этот метод трудоемкий и используется как исключение. Обычно применяются косвенные методы — седиментометрия и ситовый рассев Седиментометрия — разделение зерен в потоке жидкости на фракции с разной гидравлической крупностью (являющейся интегральной характеристикой размера зерен и их плавучести). Ситовый рассев позволяет разделить частицы на фракции с помощью набора сит с квадратными ячейками определенного размера

Чаще всего горную породу делят на небольшое число фракций, отвечающих крупно-, средне- и мелкопесчаной, крупно- н мелкоалевритовой, а также более крупной, чем песчаная, и более мелкой, чем алевритовая. В последнее время в практике нефтяной геологии стали использовать 19- фракциопный анализ, позволяющий благодаря увеличению дробности рассева резко улучшить качество палео

географических реконструкций Фракции, полученные в результате ситового рассева, измеряют двумя способами: по весу зерен (фракции взвешиваются) или подсчетом зерен (определяется число зерен в каждой фракции).

Ситовый рассев и седиментометрия могут выполняться только для рыхлых или легко дезинтегрируемых пород. Если породы плотные и их дробление вызывает искажение размеров зерен, то А. г. возможен только в шлифах Поскольку поверхность шлифа разрезает зерна не по их диаметру, а по случайному сечению, оси которого меньше, чем диаметр, для сравнения результатов ситового рассева и подсчетов в шлифах необходимы специальные исследования.

АНАЛИЗ ГРУППОВОЙ — см состав групповой.

АНАЛИЗ ИЗОТОПНЫЙ —определение изотопного состава (относительной распространенности изотопов) какого-либо химического элемента в веществе. Для нефтегазовой геологии наибольший интерес представляет А. и. элементов, входящих в состав газа, нефти, ископаемого РОВ (С, Н, N, О, S, Не, Аг, Ne, Кг, Хе). Диапазоны вариаций изотопного состава и концентраций элементов в объектах сильно различаются Для основных элементов (С, Н, N, О, S) характерны малые вариации изотопного состава (~5 %, лишь для водорода ~50 %). При А. и этих элементов необходима высокая точность (погрешность ^0,05%); А. и микрокомпонентов — инертных газов — требует высокой чувствительности; столь же высокая точность во многих случаях не нужна, так как диапазоны вариаций изотопного состава весьма велики

А и. разделяется на два этапа. На этапе подготовки чистых препаратов из образца извлекается исследуемый элемент и переводится (если это необходимо) в форму, удобную для последующего масс-спектрального анализа Обычно при А и углерода и кислорода используется их соединение СО?, серы — SO2, азота и водорода — N2 и Н2 Для обеспечения высокой точности необходимо полное извлечение элемента из образца и высокая чистота препаратов Операции

по подготовке препаратов осуществляются на специальных вакуумных приборах

Соотношение изотопов в препарате определяется с помощью масс-спектрометра (см масс-спектрометрия). В процессе измерений соотношение изотопов в препарате регулярно сравнивается с их соотношением в лабораторном эталоне, привязанном к международному стандарту. При А. и. инертных газов и азота в качестве стандарта используют воздух; углеро- \ да — карбонат белемнита PDB; кислорода и водорода — стандартную океаническую воду SMOW; серы — троилитную серу метеорита Каньон Дьяболо.

При проведении А. и С, N, О, S реальная погрешность (включая подготовку препаратов) обычно составляет 0,3—0,8 % (для водорода больше) при количестве газа в препарате 0,1—1 см3 При А и инертных газов из количества 10-10—10-6 см3 и более погрешность равна 0,1—10 % в зависимости от величины измеряемого отношения и количества образца Результаты А. и инертных газов выражают обычно в виде значений изотопных отношений (приведенных к стандарту); например, 3Не/4Не= 1,2Х X Ю-8; 4одг/збАг = 5210 Изотопный состав аргона представляют также в виде долей (%) «воздушного» и «радиогенного» аргона-40.

40АгВОЗд/4°Аг40АгВОЗд/4°Аг_ (40Аг/36Аг)возя

40АгВОЗд/4°Аг

40АгВОЗд/4°Аг

(4оАг/33Аг)обр

100;100;40Аград/40Аг = 100 - 4°Агвозд/40Аг.

100;

100;

Результаты А. и. других элементов изображают в виде значений смещения соотношения пары изотопов в образце по сравнению с их соотношением в указанных стандартах; эти смещения измеряются в тысячных долях — промилле (% о):

б*Аб*А(*А/А)обр - (*А/А)СТ(*А/А)обр - (*А/А)СТ(*А/А)СТ(*А/А)СТ• 1000,• 1000,где *А — концентрация менее распространенного и более тяжелого изотопа элемента А(13С, I5N, 34S, 2Н, 18О) в образце и стандарте; А — то же, для более легкого изотопа (12С, 14N, 32S, 1Н, 1бО); б — смещение; растет при изотопическом утяжелении элемента А в образце.

б*А

б*А

(*А/А)обр - (*А/А)СТ

(*А/А)обр - (*А/А)СТ

(*А/А)СТ

(*А/А)СТ

• 1000,

• 1000,

АНАЛИЗ ИММЕРСИОННЫЙ — методы диагностики и изучения минералов под микроскопом с помощью иммерсионных жидкостей. Для осадочных пород применяются подсчеты минерального состава отдельных размерных фракций терригенных пород, чаще всего мелкопесчаной и алевритовой. Результаты подсчетов используются для палеогеографических целей (в основном для выделения терригенно-минералогических провинций), а также для корреляции разрезов

АНАЛИЗ КАЧЕСТВЕННЫЙ — см. погрешность измерения.

АНАЛИЗ КОЛИЧЕСТВЕННЫЙ, ПОЛУКОЛИЧЕСТВЕННЫЙ — см.

погрешность измерения.

АНАЛИЗ КОЛОРИМЕТРИЧЕСКИЙ — группа методов количественного химического анализа, основанных на свойстве окрашенных растворов поглощать проходящий через них свет тем сильнее, чем выше в них концентрация окрашивающего вещества. Окрашивание растворов осуществляется прибавлением реактивов, образующих с анализируемым компонентом раствора окрашенные комплексы. В А. к. различают визуальные и фо- токолориметрические методы. В первом случае оптическую плотность определяют, сравнивая окраску исследуемого раствора с окрасками серии стандартных растворов Во втором случае используют фотоэлектрические колориметры спектроколориметры, приборы с селективными приемниками и фотоэлектрические компараторы цвета

АНАЛИЗ ЛЮМИНЕСЦЕНТНО-БИ- ТУМИНОЛОГИЧЕСКИЙ — полуко- личественпый метод определения содержания и состава рассеянных в породе битуминозных веществ, основанный на наблюдении их люминесценции. А л.-б применяется для обнаружения, первичной диагностики типов битуминозных веществ и выявления характера их распределения в горных породах, минералах, почвах, современных осадках, водах А л -б основан на зависимости, существующей между количеством и составом битуминозных веществ и цветом и интенсивностью их люминесценции. Обычно масляные фракции в растворах люминесцируют си-

ними, голубыми чистыми тонами; смолы — бело-голубыми, желтоватыми; асфальтены — нечистыми серо- , желтыми, серо-голубыми. Хлорофиллы и порфирины придают красный оттенок цветам люминесценции А. л.-б. характеризуется высокой чувствительностью и экспрессностью.

Для выявления характера распределения битуминозных веществ в горной породе на свежий скол наносят каплю органического растворителя и наблюдают характер свечения проступивших битуминозных веществ После чего породу измельчают и проводят экстракцию битуминозных веществ из навески 2—4 г последовательно хлороформом и спиртобензо- угом. Количество и состав экстракта определяют путем сравнения с эталонными коллекциями.

Люминесценцию возбуждают ультрафиолетовым излучением (в области 365 нм). Источником служит ртутно-кварцевая лампа сверхвысокого давления. Для выделения нужного участка спектра используют светофильтры. Данные А. л.-б. могут быть использованы при расчленении и корреляции геологических разрезов, для выделения маркирующих горизонтов, прослеживания признаков миграции битумоидов, выявления нефтесодержащих пород и т. д. А. л.-б. позволяет осуществлять первичную характеристику группового состава битумоидов и типов РОВ.

АНАЛИЗ ЛЮМИНЕСЦЕНТНО-ХРОМАТОГРАФИЧЕСКИЙ — метод исследования сложных многокомпонентных смесей, основанный на их хроматографическом разделении и последующем наблюдении люминесценции хроматографических фракций При А. л.-х обычно применяют хроматографию на стеклянных колонках с различными адсорбентами, хроматографию в тонком слое или на бумаге и другие ее виды. На полученные при хроматографическом разделении фракции (в виде элюатов при разделении на колонках, пятен и зон — при хроматографии в тонком слое или на бумаге) воздействуют ультрафиолетовым излучением и по характеру люминесценции судят в первом приближении о групповом составе исходной смеси, составе фракций и количественном их соотношении. Существует мно

го модификаций А л -х , позволяющих разделять смеси с разной степенью детальности, вплоть до выделения индивидуальных соединений.

АНАЛИЗ ЛЮМИНЕСЦЕНТНЫЙ — метод исследования веществ, основанный на наблюдении характера их люминесценции. При А. л. наблюдают либо собственное свечение объекта, либо свечение специальных люминофоров, которыми предварительно обрабатывают объект. Аппаратура для А. л. состоит из источника возбуждения люминесценции (чаще всего фотолюминесценции) и регистрирующего устройства Иногда наблюдают катодо-, хеми-, термолюминесценцию. В качестве источника возбуждения фотолюминесценции чаще всего используют ртутно-кварцевые лампы и с помощью различных светофильтров из их спектра выделяют узкую область нужной длины волны. Применяют также ксеноновые лампы и лазеры. Регистрацию люминесценции обычно осуществляют в видимой части спектра визуально, в том числе с поцощью микроскопа (см. микроско- пия^люминесцентная), или с применением фотоэлектронных приборов, чувствительных в том числе к ультрафиолетовой и инфракрасной областям спектра.

Химический А. л. применяется для обнаружения и идентификации веществ, для контроля за их химическими превращениями, для определения их концентрации в смеси или степени чистоты препаратов Этот анализ очень чувствителен и позволяет обнаружить' в растворах тысячные доли процента вещества, а для ряда органических соединений (из числа ароматических УВ) даже 10-11—10-12 г/мл. В нефтегазовой геологии А л. применяется для определения содержания ОВ в породах и водах (см анализ люминесцентно-би- туминологический).

АНАЛИЗ МАСС-СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКИЙ — см масс-спектрометрия АНАЛИЗ МОЩНОСТЕЙ — способ изучения развития структур осадочной оболочки Земли, прежде всего отрицательных. А. м позволяет количественно оценить вертикальную амплитуду отрицательных колебательных движений суммарно за рассматриваемый отрезок времени через распреде-

ление по площади значений мощностей соответствующих отложений. Следует иметь в виду, что А. м. дает достоверные результаты только в том случае, когда отложения формировались в процессе компенсированного осадконакопления Поэтому А. м. должен во всех случаях дополняться анализом фациальным и учетом диагенетического и эпигенетического изменения мощностей отложений

А. м. позволяет установить начало и длительность формирования отрицательных и сопряженных положительных конседиментационных структур, их масштабы по площади и разрезу, характер изменения структурного плана во времени и по площади. А. м. необходим для прогноза антиклинальных, а также стратиграфических ловушек УВ, для прогноза емкостного потенциала отложений и их генерационных возможностей. В некоторых случаях А. м позволяет прогнозировать вещественный состав отложений и их коллекторские и изолирующие свойства. Совместно с анализом перерывов и несогласий А. м дает достаточно полную картину развития конседиментационных структур осадочной оболочки Земли

АНАЛИЗ ПАЛЕОГИДРОГЕОЛОГИ- ЧЕСКИЙ — заключается в выявлении древних гидрогеологических условий нефтегазообразования, в установлении абсолютной и относительной длительности инфильтрационных и элизион- ных этапов в истории регионов, в оценке интенсивности инфильтрационного обмена Наиболее благоприятным для образования скоплений УВ палсогидрогеологическим условием является сохранение в материнских отложениях в продолжение всей их истории седиментогенных или древних инфильтрационных вод Положительными факторами являются также минимальное значение показателя инфильтрационного обмена после образования залежей нефти и газа и минимальная длительность инфильтрационного этапа Комплексным па- леогидрогсологичсским показателем условий сохранения залежей нефти и газа служит минимальный срок полного окисления углеводородов в залежи Чем продолжительнее элизион- иые этапы и чем короче инфильтрационные, тем больше вероятность

сохранения залежей нефти и газа при прочих равных условиях

АНАЛИЗ ПАЛИНОЛОГИЧЕСКИЙ— изучение состава комплексов спор и пыльцы древних растений с целью корреляции и установления возраста вмещающих осадочных пород. Первоначально использовался для выявления стадий похолодания и потепления в четвертичном периоде путем подсчета соотношений тепло- и холодолюбивых групп. Затем этот метод количественного анализа комплексов был перенесен на более древние слои кайнозоя и мезозоя, где его применение, однако, натолкнулось на значительные трудности, связанные как с многочисленными перерывами и неоднократным переотложением дочетвер- тичных осадков в процессе формирования слоистых толщ, так и с изменением состава спорово-пыльцевых комплексов в различных литофациях. Более перспективным для стратигра- ^ии считается качественный метод . п, основанный на изучении стратиграфических диапазонов отдельных видов спор и пыльцы Количественный метод сохраняет свое значение при разного рода палеогеографических реконструкциях, а также при анализе изменения древней растительности в конкретных регионах

АНАЛИЗ ПЕРЕРЫВОВ И НЕСОГЛАСИЙ— способ изучения развития структур осадочной оболочки Земли, прежде всего положительных А. п. н включает в себя изучение геометрических форм перерывов и несогласий, их распространения по площади, частоты встречаемости в разрезе, продолжительности и периодичности, их выраженности в объемах денудированных отложений и в степени минералогической преобразованности горных пород. А. п н позволяет установить начало и длитель ность формирования положительных структур осадочной оболочки, их масштабы по площади и разрезу, кинематику (частоту и периодичность) их роста, характер изменения структурного плана во времени и по площади, выявить зоны выклинивания осадочных толщ, характер этих зон и т. д А. п и необходим при прогнозе стратиграфически экранированных и литологических ловушек УВ, при прогнозе емкостных и фильтрационных

свойств пород-коллекторов и изолирующих свойств покрышек

АНАЛИЗ ПОДЗЕМНЫХ ВОД —см методы анализа вод.

"АНАЛИЗ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ — см. методы изучения природных газов АНАЛИЗ РЕНТГЕНОСТРУКТУРНЫЙ — основан на взаимодействии рентгеновского излучения с веществом. При этом вследствие соизмеримости длины волны излучения с межатомными расстояниями вещества возникает дифракционная картина, отражающая внутреннее строение исследуемого объекта Зафиксированная дифракционная картина дает рентгенограмму данного вещества, из которой получают различную информацию о его структуре и свойствах

В нефтяной геологии наиболее важными объектами, исследуемыми методами А р , являются горные породы, РОВ пород, природные битумы, сланцы, угли, фракции нефтей Породы имеют поликристаллическое строение, остальные объекты — аморфную структуру. Из рентгеновских методов используется метод Дебая — Шерера. В зависимости от способа получения и фиксации дифракционной картины получают либо линейчатую рентгенограмму — дебаеграмму, либо кривую углового распределения интенсивностей — дифрактограмму.

Характер рентгенограммы определяется атомной структурой вещества Поэтому совокупность межплоскостных расстояний и относительных интенсивностей рефлексов, получаемых из данных рентгенограммы, является физической константой вещества. Эю позволяет проводить его идентификацию Отсюда вытекает также свойство аддитивности* рентгенограмма суммы веществ (смеси) есть сумма рентгенограмм от каждого вещества в отдельности, как если бы они были получены независимо друг от друю Эю свойство позволяет выполнять качественный анализ сложных смесей веществ. Угловое положение дифракционных максимумов (рефлексов) связано с параметрами структуры исследуемого вещества формулой Вульфа — Брегга:

2d ми sin ^hkl = пХ,где dhki — межплоскостные расстоя-ния, Bhki — угол скольжения; п — по-

рядок отражения; X— длина волны рентгеновского излучения; h, к, / — Миллеровские индексы

Эта формула является основной в А р. поликристалличсских и аморфных веществ

Для геологов-нефтяников наибольший интерес представляет изучение нефтегазоматеринских пород, коллекторов и покрышек Их изучение рентгеновскими методами позволяет идентифицировать вещества, выполнять качественный и количественный анализ, проводить прецизионное определение параметров элементарной ячейки, определять размеры кристаллитов, аморфность или кристалличность вещества, состав смешанослойных минералов и содержание набухающей фазы в них, выявлять политипные модификации глинистых минералов Результаты этих исследований могут быть использованы для расчленения немых толщ, для взаимной корреляции пластов, изучения свойств глинистых покрышек, исследования трещинных коллекторов и т. д.

С помощью А р. исследуют также нерастворенную часть РОВ, углей, природных битумов, сланцев, нефтей с целью определения их валового химического состава и пространственной структуры К структурным параметрам относятся* межплоскостные расстояния в кристаллитах, «высота» и диаметр кристаллитов, число слоев в кристаллите, степень упорядоченности и ароматичности Численные значения этих параметров зависят как от типа органического вещества, так и от условий и степени его преобразованности в недрах, что позволяет получать различную геохимическую информацию. А р. дает возможность судить об изменениях состава и структуры РОВ в ряду катагенеза, о влиянии процессов (деструкции, ароматизации, поликонденсации и др), приводящих к таким изменениям и ответственных за катагенез РОВ; решать задачи о вкладе массы РОВ в нефте- и газообразование При соответствующем подборе образцов РОВ возможно выявление главных фаз нефте- и газообразования Такие же сведения получают при исследовании керогена сланцев и природных битумов.

A p нефтей (фракций твердых УВ и асфальтенов) поставляет данные, которые позволяют проводить корреляцию между нефтями, выполнять генетические сопоставления между нефтями и РОВ пород, дают возможность судить о процессах миграции, о герметизирующих свойствах покрышек в многопластовых залежах. АНАЛИЗ СПЕКТРАЛЬНЫЙ ЭМИССИОННЫЙ — определение элементного состава вещества по спектру излучения его атомов Излучение энергии атомов в источниках света (пламя, электрическая дуга и др.) определяется соотношениями:

Е2 — Ех = Av = hc[K

где Е2 и Ел— энергия атома до и после излучения (Е2*>ЕХУ А— постоянная Планка; v— частота излучения, X — длина волны; с — скорость света Излучение при помощи спектрального прибора разлагается в эмиссионный спектр, состоящий из отдельных спектральных линий (линейчашй спектр), каждой из которых соответствуют свое значение частоты фотона Av и длина волны X Каждому химическому элементу отвечает свой набор спектральных линий А с. э. основан на измерениях длины волны и интенсивности излучения, испускаемого атомами Идентификация длин волн излучения позволяет качественно определить химические элементы, входящие в состав вещества Количественная оценка содержания химических элементов проводится путем измерения и сравнения интенсивности их спектральных линий в спектре. Для достаточно широкого интервала концентраций определяемых элементов между интенсивностью спектральных линий и концентраций этих элементов эмпирически установлена следующая зависимость*

J = аСь или 1g / = b lg С + 1g а,

где /— интенсивность спектральной линии, а, b — постоянные величины, зависящие от условий возбуждения спектра, от концентрации элемента; С — концентрация элемента в пробе

Логарифм интенсивности линейно связан с логарифмом концентрации элемента в пробе. Для определения

концентрации элемента требуются стандартные образцы с хорошо известными содержаниями этих элементов или искусственно приготовленные эталоны. С их помощью устанавливается зависимость аналитического параметра — интенсивности спектральной линии / от концентрации С (строится градуированный график). Результаты анализа выдаются в вес.%. Обычно анализируют золу нефти, получаемую при температуре нс выше 500 °C. Аналогично проводят анализ битумов. Вмещающие породы анализируют в виде тонкодисперсных порошков (>200 меш).

А с. э. обладает достаточно высокой чувствительностью (10~2— Ю“5%); позволяет из одной навески одновременно определять до 50 элементов; отличается высокой производительностью Данные А с. э используются для корреляции геологических разрезов и нефтей, для выяснения палеогеографических условий, для определения генезиса микроэлементов в нефтях и битумах, для выявления вероятных источников нефтей, установления путей и направлений их миграции По преобладанию одного или нескольких химических элементов выделяют типы нефте-литологических провинций

АНАЛИЗ СТРУКТУРНО-ГЕОМОРФОЛОГИЧЕСКИЙ — исследование рельефа с целью выявления и оценки эндогенной (тектонической) составляющей процесса рсльефообразова- пия. В нефтяной геологии применяется на этапе региональных геологических исследований и предварительной оценки перспектив нефтегазоносности, часто в комплексе с региональными геофизическими исследованиями В малоизученных геологически закрытых районах А. c.-г. способствует выявлению структурных форм осадочного чехла в случае прямого соотношения новейшего и более древних структурных планов В хорошо изученных районах А. с.-г. дает возможность количественно оценить долю участия новейших тектонических движений в создании структуры осадочного чехла, что особенно важно при изучении условий формирования и эволюции скоплений УВ (см методы структурно-геоморфологического анализа).

АНАЛИЗ СТРУКТУРНО-ГРУППОВОЙ — см. состав структурно-групповой.

ДИАЛИЗ СТРУКТУРНЫЙ — способ изучения геологических структур (их строения, истории возникновения, соотношения в пространстве и во времени и т д ) Наиболее распространенным и эффективным методом Л с является построение комплекса разнообразных структурных карт. Вспомогательными материалами при А с. служат геологические профили, блок- диаграммы. А с. чрезвычайно важен в нефтяной геологии, так как дает основания для выбора точек под бурение скважин различного назначения АНАЛИЗ ФАЦИАЛЬНЫЙ — рекой струкция географических, физико-химических и биологических условий образования осадков В нефтегазовой геологии имеет главной целью прогноз местоположения, масштаба, формы литологических тел, их коллекторских и изолирующих свойств В общем виде Л. ф проводится в несколько этапов

Первым этапом является составление возможно более подробной карты фактического материала изучаемого интервала осадочного разреза Детальность этой карты зависит от плотности точек наблюдения (разрезы скважин или обнажений), в которых имеется каменный материал по соответствующему интервалу разреза Второй этап А. ф. состоит в детальном изучении структурных и текстурных особенностей всех разностей пород этого интервала разреза, в выявлении степени их диагенетической и эпигенетической преобразованности, в изучении танатоценозов.

Третий этап заключается в реконструкции фаций в точках наблюдений. Прежде всего реконструируются осадки (седифации) и биоценозы (биофацни), а также геохимические фации. На этом этапе исходная литологическая карта преобразуется в фациальную карту той же детальности Четвертым этапом А. ф является трансформация фациальной карты в палеогеографическую, т. е. карту обстановок осадконакопления На этом этапе с привлечением актуалистиче- ских представлений об эволюции обстановок осадконакопления должны быть осуществлены общие палеогео

графические реконструкции, охватывающие и изучаемый район; составленная палеогеографическая карта должна быть значительно детализирована по сравнению с исходной фациальной за счет прогноза местоположения тех или иных обстановок осадконакопления Так, если на фациальной карте в какой-либо точке наблюдения установлены фации ри фообразующих организмов, то на палеогеографической карте должен быть дан прогноз полосы возможного развития рифогенных обстановок Аналогично должны быть показаны преимущественные простирания (тренды) полос развития обстановок барьерных островов, пляжей, речных русел и т. д.

На пятом этапе А ф на основе исходной карты фактического материала строят уточненную литологическую карту, на которую наносят местоположение литологических тел определенной формы, размеров и состава в соответствии с прогнозируемыми на палеогеографической карте обстановками. Такая карта распространения литологических тел содержит в себе элементы прогноза качества покрышек и коллекторов, образовавшихся из осадков тех или иных обстановок Так, пляжевые пески изначально уже имеют более высокие коллекторские свойства, чем пески аллювиальные, а глубоководные глины изначально обладают лучшими экранирующими свойствами по сравнению с лагунными глинами и т д

Следует иметь в виду, что А ф позволяет давать реконструкции только для сравнительно больших интервалов времени, как правило, превышающих длительность существования каждой конкретной обстановки осадконакопления. Поэтому палеогеографическая карта представляет собой лишь модель усредненных, наиболее вероятных обстановок в целом для данного интервала времени Это делает ^одержание результирующей карты распространения литологических тел, в частности прогноз местоположения ловушек нефти и газа, прогноз качества коллекторов и покрышек и пр , вероятностным. Построение более полноценной карты прогноза коллекторских и экранирующих свойств горных пород служит предметом

специального исследования, в значительной мерс сводящегося к изучению эпигенетической преобразованности пород и не входящего как этап в Л. ф.

Проведенный в пределах какого-либо участка литосферы для ряда последовательных интервалов времени А. ф позвопяст дать внешнюю, выраженную в последовательной смене обстановок осадконакопления оценку тектонических движений, прежде всего колебательных.

АНАЛИЗ ФЛУОРЕСЦЕНТНЫЙ РЕНТГЕНОРАДИОМЕТРИЧЕСКИЙ (ФР РА) — ядерно-физический метод элементного анализа вещества по характеристическим рентгеновским спектрам испускания (флуоресценции) образца, возбужденного рентгеновским или у-излучением. Возбуждающее (первичное) излучение, поглощаясь в исследуемом объекте, ионизирует атомы вещества. При снятии возбуждения атом излучает кванты строго определенной энергии (характеристическое излучение), значение которой зависит от порядкового номера Z элемента и энергетического уровня электрона, удаленного из атома при ионизации В ФРРА обычно используют наиболее интенсивные линии К- или A-серий спектра характеристического излучения Качественный анализ проводят по спектральному положению характеристических линий; количественный анализ выполняют, измеряя интенсивности этих линий. В качестве источника возбуждения используют радионуклиды или рентгеновские трубки

Подготовка проб твердых образцов заключается в измельчении их до крупности ^ 200 меш (диаметр зерна ^ 50 мкм). Жидкие пробы анализируются без подготовки. Требуемая для анализа масса навески в зависимости от методики составляет от нескольких мг до 100—200 г В процессе анализа проба не разрушается Результаты анализа не зависят от химической связи определяемого элемента Методами ФРРА концентрации (вес %) химических элементов с атомным номером Z ^ 11 можно измерять с порогом чувствительности Ю-2—10-4 % и с относительной погрешностью 0,3—10 % в зависимости от выбранной методики и от состава пробы. Продолжительность измере-

ний (без учета времени подготовки проб и обработки результатов) 10— 30 мин

В нефтегазовой геологии ФРРА применяется для исследования микро- элементного состава нефтей и их фракций, вод, битумов, асфальтенов, сланцев, а также при определении промышленных концентраций металлов в природных битумах и высоковязких нефтях с целью освоения их как дополнительных источников минерального сырья

АНАЛИЗ ФОРМАЦИОННЫЙ — метод изучения истории тектонических движений, эволюции структур земной коры и климатических условий на основе анализа геологических формаций. Методически работа сводится к выделению геологических формаций в соответствии с принятой их классификацией Наиболее простым способом сведения и обобщения формаций является построение формационных рядов, формационных колонок, разрезов, таблиц или карт распространения формаций на поверхности Для решения практических задач нефтяной геологии наилучшис результаты дают серии карт распространения формаций, построенные для различных интервалов времени и позволяющие изучать динамику изменения глубинной структуры осадочного бассейна Карты, разрезы, ряды, колонки, таблицы служат основанием для выделения структурно-формационных зон, для характеристики строения и истории развития отдельных структур, расшифровки глубинного строения бассейнов и территорий, закрытых чехлом молодых осадков, и т. д

При использовании качественно-количественной классификации формаций, особенно тех, для которых вещественный состав пород, стадийность развития, седиментационная цикличность увязаны между собой, возникает возможность детального изучения цикличности осадконакопления, режима вертикальных движений (амплитуды, скорости, периодичности и т. д.), тонких изменений состава пород в вертикальном и латеральном направлениях. А ф служит и прямым целям нефтяной геологии Способствуя выделению структурно-формационных зон, проведению тектонического районирования, палеотектони-

чсских реконструкций, А ф. дает конкретную информацию для показателей, имеющих прогнозирующее значение 'Это — обобщенная для крупных территорий литология коллекторов и покрышек, их мощность, последовательность чередования, скорость накопления, цикличность осадконакопления, мористость разреза, амплитуда и динамика вертикальных движений, положение зон регионального выклинивания и т. д

Наиболее широко применяется и дает наилучшие результаты А ф при изучении подвижных областей, в том числе краевых систем При исследовании платформенных областей А. ф. имеет важное значение лишь при использовании классификаций, в которых увязаны вещественный состав пород, седиментационная цикличность и режим вертикальных движений. АНАЛИЗ ХРОМАТОГРАФИЧЕСКИЙ — анализ многокомпонентных смесей с использованием разных видов хроматографии. А. х. — основной метод изучения состава природных газов, нефтей и всех растворимых форм современного и ископаемого РОВ пород. В практике современной органической геохимии используются практически все виды А х.

При исследовании группового и индивидуального УВ-состава фракций нефтей, битумоидов РОВ и газов применяются разные варианты адсорбционного А. х. Высокоразрешающий А. х. требует применения хроматографов газовых и жидкостных Для исследования высокомолекулярных аренов, смол и асфальтенов применяются разные виды бумажной и тонкослойной хроматографии, а также приборные методы гельпроникаю- щей хроматографии Достоинствами А х., особенно приборного, являются высокое разрешение, экспрессность и возможность осуществления анализа минимального количества вещества (0,1—0,2 мг). Чувствительность современных хроматографов составляет

Методами А х. идентифицированы в нефтях и битумоидах более 500 индивидуальных УВ легких и масляных фракций, ряд гетероатомных соединений Методы А х. лежат в основе изучения хемофоссилий нефтей и битумоидов РОВ.

АНАЛИЗ ЭЛЕМЕНТНЫЙ — анализ индивидуальных веществ или их смесей, основанный на определении в их составе долей отдельных химических элементов. Применительно к объектам органической геохимии А. э заключается в определении содержаний углерода, водорода, серы, азота и кислорода. А. э. на первые четыре элемента основан на безостаточном сжигании анализируемых веществ в токе кислорода и определении количества продуктов сгорания (воды, углекислого газа, сернистого газа и окислов азота). Содержание кислорода чаще всего определяют по разности. Результаты А. э. выражают в весовых или атомных процентах. Для пересчета весовых процентов в атомные используется соотношение 1 ат. % — = 1 вес.%: А, где А — относительная атомная масса элемента.

АНАЛЬЦИМ —см. цеолиты.

АНАТАЗ — минерал, ТЮ2. Тв 5—6. Пл 3,9. Образуется в породах разного генезиса, но практически везде является акцессорным. В осадочных породах аллотигенный или аутигенный акцессорий. Весьма устойчивый (см. минералогия терригенная).

АнгАРИДА — крупный массив суши, возможно материк, существовавший в среднем — позднем палеозое и начале мезозоя. Охватывает территорию Зап и Вост. Сибири Очертания и размеры А. неоднократно изменялись. Климат А. был умеренно-теплый, гумид- иый. В позднем палеозое А. была покрыта кордаитовой тайгой с подлеском из папоротников, членистостебельных и птеридосперм. В конце карбона и в перми на территории А. происходило интенсивное угленакопление. АНГАРСКАЯ СВИТА — распространена в юж. части Сибирской платформы Представлена серыми доломитами, доломитизированными мергелями и ангидритами, карбонатными брекчиями с линзами песчаников и гравелитов, иногда с пластами каменной соли, входящими в состав нижнекембрийской региональной покрышки Мощн. 300—600 м. Фауна трилобитов. Возраст ранний кембрий. К А. с. приурочены три горизонта нефтегазоносных карбонатных коллекторов* бильчирский в средней части разреза, битуминозных доломитов в межсолевой пачке верхней части разреза и

келорский в кровле Аси частично в подошве вышележащей литвинцевской свиты

АНГИДРИТ — 1 Минерал, CaSO4. Тв. 3—3,5 Пл 2,96 Образуется осаждением из водных растворов или при дегидратации гипса В поверхностных условиях легко гидратируется и переходит в полугидрат CaSO4- •Н2О, а затем в гипс CaSO4-2H2O, при этом увеличивается в объеме на 30—40 %. 2. Осадочная порода, на 50 % и более сложенная одноименным минералом Образуется обычно в солеродных бассейнах на первых стадиях галогенеза. Наблюдается в разрезах соляных толщ и куполов в чередовании с известняками, доломитами и солями. Роль А. в нефтегазоносных толщах может быть двоякой: коллектор — при удовлетворительной пористости и проницаемости; покрышка — при низких значениях этих параметров.

АНГЛО-ПАРИЖСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — занимает территорию Юж. Англии и Сев. Франции. Промышленная нефтегазоносность установлена в 1958 г. Провинция приурочена к крупной синеклизе эпипалеозойской Зап -Европейской платформы. Изолированность провинции хорошая. На западе ее ограничивает Армориканский массив, на юге — Центральный массив, на востоке — Вогезы, Арденны и Брабантский массив, на северо-востоке — массив Корнуэлл. Размеры провинции 440 X 700 км, площадь 320 тыс. км2. Общий объем осадков превышает 500 тыс км3. Общая интенсивность низкая — 0,009 м/км2.

Разрез на 90 % представлен мезозойскими отложениями; их подстилают пермские породы и перекрывают кайнозойские образования. Общее простирание провинции СЗ—ЮВ 310°. Фундамент сложен метаморфическими породами герцинского возраста, на некоторых участках — более древними. Макс, глубина залегания фундамента несколько больше 3 км Мощи палеозойских отложений до 600, мезозойских до 4000, кайнозойских до 300 м. В качестве промежуточного комплекса выступают пермские отложения, представленные песчаниками и глинистыми сланцами Наиболее существенные перерывы проявляются

в подошве пермских отложений, на границе юрских и меловых, на границе меловых и палеогеновых. Доля морских отложений в разрезе чехла составляет 70 %. Доля карбонатных пород не превышает 30 %.

Месторождения нефти связаны с пологими локальными брахискладками от 1,5X3 до 3X5 км. Амплитуда структур от 20 до 70 м. Неструктурные залежи неизвестны. В качестве региональных покрышек выступают мергели и галогенные породы верхнего триаса, глины и мергели верхней юры и глины верхней части неокома. Продуктивные горизонты связаны с песчаниками верхнего триаса, оолитовыми известняками средней юры, с верхнеюрскими трещиноватыми известняками и неокомскими песчаниками. Месторождения в основном приурочены к центральной части Парижской впадины и к погруженной части ее юго-зап. борта. Залежи в большинстве пластовые сводовые и массивные сводовые, значительно реже встречаются залежи стратиграфически и литологически экранированные.

Выявлено 17 нефтяных и одно газовое месторождение. Запасы провинции незначительны и связаны исключительно с мезозойскими отложениями. Нач. извл. запасы нефти 7 млн. т. Степень разведанности провинции достаточно высока, что не позволяет ожидать новых существенных открытий. Потенциальные геологические запасы нефти 22 млн. т. Запасы газа очень незначительные. Все запасы сосредоточены на глубинах менее 3 км. Месторождения твердых битумов и вязких нефтей неизвестны. Крупных месторождений нефти и газа не установлено.

АНДАМАНСКАЯ ГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ —приурочена к шельфу Андаманских островов, расположенных на востоке Бенгальского залива. Административно острова принадлежат Индии. Длина А. г. о. 500 км, ширина 150 км. Объем осадочного выполнения 500 тыс. км3. В 1980 г. на вост, шельфе к северу от г. Порт- Блэр открыто первое газовое месторождение Бета

Андаманские острова относятся к островным дугам современных геосинклиналей. Основание слагают нижне-

меловые офиолит и юрские кварциты. Осадочный 'к хоч составляют черные глиписиле с i.iiiiim, песчаники и конгломераты с прослоями и линзами водорослевых и фораминиферовых известняков, образующих биостромы (верхний мел, палеоцен, эоцен); алевриты и глины, а также пачки чередования песчаников и глинистых сланцев с подчиненными прослоями известняков (олигоцен); глинистые сланцы и известняки (миоцен); ракушечниковые конгломераты, пески, глины и гравий (голоцен) В сторону шельфа все отложения замещаются преимущественно глинистыми и карбонатными разностями Общ. мощи осадочного чехла превышает 4 км. Перерывы наблюдаются между основанием и осадочным чехлом; местные несогласия — между палеоцеи- эоценовыми и олигоценовыми, а также между миоценовыми и плейстоценовыми отложениями. Морские породы составляют около 70 %, карбонатные около 30 %,.

Нефтематеринские толщи представлены глинистыми сланцами, коллек- юры песчаные и карбонатные, покрышки глинистые и карбонатные АНДЕЗИ Н —- см плагиоклазы. АНДЕЗИТ см породы изверженные.

АНДРАДИТ см гранаты

АНИЗОТРОПНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД — свойство, заключающееся в том, что некоторые характеристики юрпых пород зависят от направления их измерения (В изотропных породах их свойства, измеренные в разных направлениях, одинаковы.) Если горная порода анизотропна по какому-либо свойству, то это свойство требует для своего математического описания тензорной величины. Тензорную природу могут иметь мно- 1ие свойства пород, связанные с теми или иными процессами переноса вещества, такие, например, как проницаемость, диффузия, удельная электропроводность, а также упругие (войства В связи с особенностями процесса осадконакопления большинство отложений анизотропны и мно- 1ие их свойства, измеренные в направлении, перпендикулярном к плоскости напластования, значительно отличаются от свойств, измеренных параллельно этой плоскости. Особенно

ярко А проявляется в трещиноватых горных породах.

АНОМАЛИЯ ГИДРОТЕРМИЧЕСКАЯ — участок распространения подземных вод, в пределах которого их температура отличается от характерной (фоновой) для данного водоносного горизонта

АНОМАЛИЯ ГИДРОХИМИЧЕСКАЯ — участок гидрохимического поля какого-либо компонента, группы компонентов или общей минерализации подземных вод, характеризующийся повышенными (положительная А г.) или пониженными (отрицательная А г.) значениями по сравнению с окружающим фоном. Обычно за аномальные принимаются такие значения, которые превышают среднюю величину на два-три средних квадратических отклонения. В НРБ часто А г. связаны с зонами вертикального перетока подземных вод, к которым иногда приурочены залежи нефти и газа

АНОМАЛИЯ МАГНИТНАЯ — отклонение напряженности магнитного поля Земли от его нормального для данного места значения. А. м. обусловлена неоднородностью магнитных свойств горных пород, образующих земную кору, по площади и в разрезе. А. м., связанные с намагниченными геологическими образованиями верхней части земной коры, в зависимости от их площади в плане условно делятся на региональные и локальные. Часто локальные А. м. наблюдаются на фоне региональной или в совокупности образуют ее благодаря наложению друг на друга. Разделение такой сложной А. м. проводится путем теоретического моделирования или различных трансформаций геомагнитного поля.

Региональные А. м обусловлены крупными по объему или глубокоза- легающими аномалеобразующими объектами, расположенными главным образом в теле консолидированного основания (фундамента). Такими объектами могут быть массивы и батолиты намагниченных горных пород различного состава, а также комплексы намагниченных пород, слагающих отдельные блоки фундамента.

Локальные А м обусловлены более мелкими по объему объектами, залегающими как в фундаменте, так и в

осадочном слое земной коры. Ими могут быть отдельные магматические тела различного состава в виде штоков, даек, линзообразных межпластовых интрузий, а также толщи, пласты или слои намагниченных осадочно-метаморфических, вулканогенно-осадочных и осадочных комплексов, смятых в достаточно крутые складки.

Знак А. м. зависит в первую очередь от вещественного состава создающих ее горных пород, а также от направления вектора намагниченности. Положительные А. м. обусловлены обычно сильномагнитными интрузивными и эффузивными образованиями основного и ультраосновного состава, а также кислыми (гранодиоритовыми) и щелочными (сиенитовыми) интрузиями. Отрицательные А. м. наблюдаются над обратнонамагни- ченными горными породами (например, над некками древних вулканов).

Интенсивность А. м. зависит от вещественного состава аномалеобра- зующего геологического тела, от условий его залегания (глубины, горизонтальной мощности, размеров по падению, угла падения) и от направления намагниченности. Интенсивность А. м. колеблется в широких пределах и может достигать л-105 нТл (например, над железорудными и другими железосодержащими породами Криворожского бассейна и Урала).

А. м. могут быть сгруппированы в зоны или серии локальных аномалий относительно простого или сложного характера и различной формы в плане. Например, узкие полосообразные зоны либо цепочки положительных или отрицательных локальных А. м. картируют тектонические нарушения и глубинные разломы; зоны переменного магнитного поля отображают развитие эффузивных образований основного состава. Участки, в пределах которых располагается несколько аномальных зон, могут быть выделены в аномальную область.

Изучение А. м. имеет большое практическое значение, так как они могут быть непосредственно связаны с месторождениями полезных ископаемых или, отображая область развития тех или иных комплексов пород, могут служить их косвенными признаками. А. м. могут также картировать определенные тектонические структуры в

осадочной толще, являющиеся ловушками нефти и газа. Изучение А. м. необходимо при исследовании геологического строения и тектоники различных слоев земной коры, при проведении структурного, тектонического и структурно-вещественно! о районирования фундамента, а также при решении ряда других задач.

АНОМАЛИЯ СИЛЫ ТЯЖЕСТИ (гравитационная) — отклонение наблюденного значения силы тяжести (ускорения свободного падения) от ее нормального значения, приведенного к условиям наблюдения путем введения соответствующих редукций (поправок). Условием существования А. с. т. является отклонение плотности геологического тела от средней плотности вмещающих его пород» (избыточная плотность тела) или негори- зонтальность контактной поверхности (плотностной границы). Амплитуда А. с. т. в первом приближении пропорциональна избыточной плотности и мощности аномалеобразующего тела, а размеры А. с. т. по площади — его объему и глубине залегания. А. с. т. подразделяются на положительные (максимумы), отрицательные (минимумы) и гравитационные ступени (зоны аномального возрастания градиента силы тяжести). Знак аномалии определяется знаком избыточной плотности объекта.

Изучаемые в нефтяной геологии А. с. т. обычно связаны с плотностными границами на поверхности складчатого или кристаллического фундамента, на контактах осадочных комплексов различного состава, генезиса и соответственно разной плотности. Аномалеобразующими объектами могут являться крупные положительные и отрицательные структуры в осадочном чехле, соляные диапиры и сопровождающие их гипс-ангидрито- вые кепроки. Тектонические нарушения часто прослеживаются по аномалиям типа гравитационной ступени. В благоприятных условиях слабыми А. с. т. отмечаются локальные структуры в осадочном чехле, участки локального изменения литофизической характеристики пород (зоны разуплотнения в сводах структуры, на флексурах и т. д.), рифогенные постройки, погребенные палеорусла, крупные нефтегазовые залежи. В си-

iv аддитивности гравитационного по- 11 локальные А. с. т. обычно наблю- । iif) гея на фоне более крупных ано- мший, и для их разделения исполь- • уются различные приемы трансфор- । «ипи А. с. т.

АНОМАЛИЯ ТИПА «ЗАЛЕЖЬ» (АТЗ)—аномальные эффекты в гео- <| it шческих полях или значениях фи- И1ЧРСКИХ параметров среды, вызван- т.н* влиянием пефтегазонасыщения пород и определяемые по геофизиче- и им данным. Эффект может отобра- । т>ся уменьшением плотности и ин- пРеальной скорости распространения упругих колебаний, изменением (обычно повышением) электрического сопротивления, изменением поглощения 11 йсмической энергии в нефтегазона- 1ы щепных породах, изменением аку- । г пиеской жесткости пород и коэффициентов отражения сейсмической шергии в кровле и подошве продук- пншого пласта, а также менее зна- ч тельным изменением физических । иоЛств пород в покрывающих за- it жь отложениях под влиянием ми- I рационных потоков УВ.

Соответственно АТЗ может быть при вставлена минимумами интервальной скорости и силы тяжести, возра- । । шпем (в отдельных случаях умень- нк нпем) амплитуды отраженных волн III кровли или подошвы продуктив- || nt) пласта, часто сопровождающим- । । изменением полярности волн, |нирлстанием электрического сопрев ипиюння и эффектом вызванной по- |нртяции В ряде случаев отмечены н|)фгкты аномально высокого погло- нн пни сейсмической энергии, понижении преобладающих частот сейсмоза- нн< и, аномалии магнитного поля, коль- iifm.K* аномалии различного типа hOnfiii контура залежи. С помощью ииннальных математических про- «и iyp различные аномалии могут быть нрнвглрпы к обобщенному виду — к । "мппексной АТЗ

Ншболсе контрастные АТЗ связа- |||। t газовыми залежами значитель- н"А (20 50 м и более) мощности. Н» f*i МП1ЛС залежи обычно вызывают । hi шиП эффект. Выделение АТЗ, как нрнниш, требует применения совре- «нппих технических средств, методи- । и* приемов тг сложных процедур

• 11 м 11пческой обработки Следует । н п нпду, что АТЗ отражают, ве

роятно, суммарный эффект влияния нефтегазовых залежей и литологических особенностей пород в объеме ловушки, так что термин является условным.

АНОРТИТ—-см. плагиоклазы.

АНТЕИЗОАЛКАНЫ — изоалканы, содержащие метильную группу у третьего от начала цепи атома углерода (3-метилалканы). Наряду с 2-метил- алканами А. в небольшом количестве могут синтезироваться некоторыми живыми клетками, поэтому в составе изоалканов ископаемого РОВ по крайней мере часть этих УВ может иметь унаследованный, реликтовый, характер.

АНТЕКЛИЗА — крупное (надпорядковое, см. порядок тектонических структур) платформенное поднятие, имеющее площадь 60—100 тыс. км2. Породы чехла, слагающие А., характеризуются периклинальным залеганием с пологим (доли градуса) падением на склонах. Мощность чехла в пределах А. резко сокращена и уменьшается по направлению к своду вплоть до полного исчезновения отложений чехла В разрезе слагающих А. пород имеют место многочисленные перерывы. А. часто возникают в результате отставания в погружении отдельных участков плит, реже их формирование связано с активным поднятием земной коры. Развитие А. протекает длительно (в течение одного или нескольких тектонических циклов). А. часто являются структурами, аккумулирующими нефть и газ, скопления которых обычно концентрируются в осложняющих А. структурах низших порядков (в сводах), где мощность чехла более 1 км. Типичные примеры А.: Воронежская, Анабарская.

АНТИКЛИНАЛЬ — см. складка антиклинальная

АНТИКЛИНОРИЙ — сложная складчатая структура протяженностью обычно 100 км и более, общего антиклинального строения, являющаяся крупным региональным структурным элементом складчатой системы. А. всегда имеет в осевой части (в ядре) более древние отложения, чем на крыльях, а его крылья смяты в систе* му геосинклинальных складок, что отличает А. от морфологически похожих на него горст-синклинориев и не-

которых глыбовых поднятий. По времени и условиям образования выделяют А. унаследованные и обращенные (в том числе ранние, возникшие из геоантиклинальных поднятий при частной инверсии, и поздние — образовавшиеся в период общей инверсии).

По общему расположению и наклону осевых плоскостей подчиненных складок А. разделяются на виды: 1) нормальные (веерообразные, расходящиеся), в которых складки развернуты в расходящиеся от оси к крыльям пучки; 2) аномальные (крышеобразные, обратновеерообразные), в пределах которых осевые плоскости складок наклонены к ядру А.; 3) односклонные, характеризующиеся наклоном складок на обоих крыльях в одну сторону. Обычно А. имеют вытянутую форму. Изометричной формы А. называют брахиантиклино- риями; ограниченные с двух сторон разломами — горст-антиклино- риями.

АНТРАКОНИТ— черный кристаллический кальцит или доломит, обогащенный тонкодисперсным органическим веществом (битумом). Образует конкреции, гнезда, прожилки, радиально-лучистые сферические стяжения. Синоним — лукуллан

АНТРАКСОЛИТЫ — класс асфальтовых битумов высшей степени метаморфизма. А — твердые, антрацитоподобные неплавкие и нерастворимые в органических растворителях вещества, состоящие из карбоидов и, возможно, свободного углерода. Подразделяются на низшие А. (С 88—93 %, Н 3—5 %; пл. 1,3—1,4); средние А. (С 93-97 %, Н 1—3 %; пл. 1,4—1,7); высшие А.— шунгиты (С 96—99 %, Н^ 1 %; пл. 1,8—2,0). А. с содержанием серы 10—15% и более — кискеиты; их зола обычно богата ванадием и никелем. А. образуются при контактовом воздействии интрузий и гидротерм на осадочные породы, богатые ОВ (угли, горючие сланцы, породы доманикового типа); при региональном метаморфизме битумсодер- жащих толщ, пиролизе асфальтовых битумов и смолистых нефтей под действием интрузий и гидротерм

АНТРАЦЕН — трициклический арен СиНю, состоящий из трех линейно

конденсированных циклов:

Ткип = 342,3 °C, Тпл = 216,0 °C. А. и его гомологи (СлН2л-ч8) присутствуют в нефтях и битумоидах пород в значительно меньшем количестве, чем производные его структурного изомера фенантрена. Одно из возможных объяснений этого заключается в том, что, в отличие от фенантрена, А. практически не имеет структурных аналогов в живом веществе.

АПАТИТ — минерал, Саб[(РО4)з(ОН, F, С1)]. Тв. 5. Пл. 3,1—3,2. Образуется обычно в изверженных и метаморфических породах, крупные скопления встречаются в нефелиновых сиенитах В осадочных породах аллоти- генный акцессорий. Умеренно устойчивый (см. минералогия терригенная). Растворяется в соляной кислоте; при обычной методике фракционирования осадочных пород может быть утерян. Образуется также при раскристалли- зации фосфоритов, где может являться породообразующим минералом. АПЛИТ — см. породы изверженные. АПОКАТАГЕНЕЗ — см. катагенез.

АПШЕРОНСКИЙ ЯРУС (апшерон) — региональный ярус, широко распространенный на юге СССР (Предкавказье, Вост. Закавказье, Поволжье, Прикаспий, Приуралье, Зап. Туркмения). Лектостратотип — окрестности г. Баку, Баилов мыс. Сложен песками, глинами, мергелями, известняками, ракушняками Мощн. до 2000 м. Расчленение преимущественно по моллюскам. Возраст поздний плиоцен; в связи с понижением границы плиоцена и четвертичного периода рассматривается и как раннечетвертичный. Промышленно нефтеносен в Вост. Закавказье и Зап. Туркмении.

АРАБ ФОРМАЦИЯ (свита)—распространена в Саудовской Аравии. Представлена чередованием пачек кристаллических известняков, доломитов и ангидритов. Мощн. 150—180 м.

Относится к верхней юре (титон). Является основным нефтеносным комплексом Саудовской Аравии. Содержит четыре продуктивных горизонта, сложенных карбонатными коллекторами.

АРАГОНИТ —минерал, метастабиль- ная модификация СаСО3. Тв. 3,5—4,0. Пл. 2,89. Генезис в основном осадочный — хемогенный и биогенный (раковины многих гастропод, пелеципод и др.). В поверхностных условиях неустойчив, легко переходит в кальцит. АРБОКЛ ГРУППА (Эрбакл) —распространена на Мидконтиненте (США), в Зап. Внутреннем бассейне. Представлена серыми и коричневыми известняками, иногда доломитизиро- ванными, и доломитами; подчиненное значение имеют прослои песчаников. Мощн. от 2000 м на юго-востоке бассейна до 300 м на севере. Включает большое число формаций. Относится к кембрию — низам ордовика. Промышленно нефтеносна. Продуктивные горизонты приурочены к доломитам, реже к известнякам.

АРГИЛЛИТЫ — см. породы глинистые.

АРГОН (Аг) — химический элемент VIII группы периодической системы Менделеева; в нормальных условиях одноатомный химически инертный газ без запаха и цвета. Ср. содержание А. в земной коре (по А Е. Ферсману) 4-Ю-4 вес. %, в атмосфере 0,934 об.%. В природных газах содержание Аг колеблется от тысячных долей до единиц процентов объема

Стабильные изотопы: ^Аг, 88Аг и 88Аг. В природе существуют изотопы первичные и радиогенные. Предполагается, что в составе первичных, которые достоверно не установлены, преобладают 88Аг и 36Аг. Радиогенные изотопы образуются в основном из 40К путем К-захвата и состоят фактически только из 40Аг. В природных газах различают А. радиогенный и атмосферный. Последний представляет собой смесь изотопов первичного и радиогенного происхождения относительно постоянного состава: 40Аг 99,60 %; 38Аг 0,063 %; 86Аг 0,337%. Содержание радиогенного А. в природных газах, как правило, в 10 раз меньше содержания гелия и варьирует в основном от п-10-1 до п* •10“8 об. %; при этом обычно наблю

дается параллельное изменение концентраций радиогенного аргона и гелия. Наибольшие концентрации отмечены в природных газах палеозойских отложений древних платформ. Содержание атмосферного А. меняется от п-10-6 до единиц процентов объема, увеличиваясь с приближением к поверхности в случае газовых залежей или с уменьшением газонасыщен- ности пластовых вод и нефтей.

АРЕНЫ (ароматические УВ)—класс углеводородов общей формулы CnH2rt-P (р = 6, 12, 14, 18, 20, 24, 28, 30, 36), содержащих циклы с ароматическими связями. А. наряду с алканами и цикланами составляют основную массу УВ ископаемого органического вещества. В нефтях и би- тумоидах РОВ пород моноцикличе- ские А. представлены бензолом и его гомологами; бициклические А. — нафталином и бифенилом и их гомологами; три-, тетра- и другие полициклические А. — фенантреном, антраценом, хризеном, пиреном, периленом и их простейшими гомологами К А. часто относят также УВ гибридной структуры, содержащие наряду с ареновыми циклановые (циклоалкановые) циклы. В молекулах би-, три- и полициклических А. ареновые циклы чаще всего имеют по два общих углеродных атома (конденсированные А.). Однако ареновые циклы могут и не иметь общих углеродных атомов либо даже быть отделенными друг от друга более или менее длинной алкановой цепью (неконденсированные А.).

По физическим (табл А.З) и химическим свойствам А. существенно отличаются от алканов и цикланов. А. имеют значительно более высокие плотность, показатель преломления, температуры кипения и кристаллизации, чем алканы и цикланы с тем же числом углеродных атомов в молекуле. А. сравнительно хорошо растворяются в полярных растворителях (в том числе и в воде), сорбируются полярными сорбентами. А. легко вступают в химические реакции, не приводящие к изменению ароматического ядра. В то же время процессы, приводящие к изменению ароматического ядра (например, гидрирование ареновых циклов и особенно их термическая деструкция), протекают с большим

ТАБЛИЦА АЛ

Физические свойства некоторых аренов

Углеводороды

Формула

Плотность

^кип* *С

гпл- -С

Показатель преломления „20 nD

Бензол

Санв

0,8790

80,1

5,52

1,5011

Толуол

с7н8

0,8669

110,6

-95,0

1,4969

о-Ксилол (1,2-Диметил- бензол)

л<-Ксилол (1,3-Диметил- бензол)

л-Ксилол (1,4-Диметил-

с8н10

• 0,8802

144,4

-25,2

1,5054

С8Н10

0,8642

139,1

-47,9

1,4972

с8н10

0,8610

138,4

-13,3

1,4958

бензол) Этилбензол

С8н1о

0,8670

136,2

—95,0

1,4959

Гемимеллитол (1,2,3-

С9Н12

0,8944

176,1

-25,4

1,5139

Т риметилбензол) Псевдокумол (1,2,4-

CgHja

0,8758

169,4

—43,8

1,5048

Триметилбензол) Мезителен (1,3,5-Три-

СдНц

0,8652

164,7

—44,7

1,4994

метилбензол)

СдН12

Кумол (Изопропилбензол) я-Пропилбензол

0,8618

152,4

-96,0

1,4914

CgHj2

0,8620

159,2

-99,5

1,4920

Нафталин

СюН8

—

218,0

80,3

Бифенил

CigHw

—

255,6

69,0

—

Фенантрен

С14Н10

——

340,1

99,2

Антрацен

С14Н10

—

342,3

216,0

Перилен

С20Н12

—

—

273,0

—

трудом. Би-, три- и полициклические А. более реакционноспособны, чем моноциклические. Благодаря особенностям физических и химических свойств А. легко выделяются из смеси с другими УВ и хорошо поддаются идентификации.

В современной аналитической практике для этого широко используются различные методы хроматографии. При хроматографическом определении группового состава УВ нефтей и битумоидов РОВ пород группа А. обычно подразделяется на три фракции, условно отождествляемые с моно-, би- и полициклическими А. Для полуколичественной оценки содержания ряда индивидуальных полициклических А., присутствующих в ископаемом ОВ (нафталинов, фенантрена, антрацена, пирена, хризена, бензантраценов, бензпиренов, перилена, пицена, коронена), используются методы люминесцентной спектроскопии. Как правило, содержание А. в нефтях

(10—20 %) ниже содержания алканов и цикланов. Известны, однако, нефти, содержащие более 35 % А. (Чусовское месторождение в Волго-Уральской области). В составе УВ битумоидов РОВ пород доля А. может быть значительно выше, особенно в РОВ гумусового типа.

Основная масса А. нефтей представлена У В гомологического <-ряда бензола — в среднем 67 % от общего количества А.; на долю УВ других гомологических рядов приходится: для ряда нафталина 18, фенантрена 8, хризена 3, пирена 2, антрацена 1 %. В крайне незначительных количествах присутствуют в нефти производные бифенила. В бензинах присутствуют только моноциклические А. Се—С9; среди них в наиболее высоких' концентрациях — толуол, лс-ксилол и псевдокумол. Повышенные концентрации наиболее легких А. (бензола и толуола) характерны для бензиновых фракций алкановых нефтей. В керосщ-

новых и газойлевых фракциях наряду с производными бензола идентифицированы производные бициклических Л.— нафталина и бифенила (в основном метилзамещенные нафталины). Гомологи полициклических А. присутствуют в масляных и высших фрак-, пнях нефти, *

Наиболее вероятным биологическим предшественником основной массы А. и других УВ нефтей и битумоидов РОВ пород являются алифатические карбоновые кислоты, входящие в состав липидов. Полимеризация и поликонденсация ненасыщенных и насыщенных карбоновых кислот на ранних стадиях преобразования РОВ приводит к образованию сложной трехмерной макромолекулы керогена» содержащей наряду с алкановыми и циклановыми ареновые структуры. При термической и термокаталити- чсской деструкции керогена при катагенезе образуется смесь УВ, содержащая А. Некоторые полициклические А. (фенантрены) могут быть генетически связаны с биологическими соединениями типа каротиноидов и стероидов. Аминокислоты типа фенилаланина в определенных условиях могут дать простейший А., например этилбензол. В то же время лигнин высших наземных растений, несмотря на наличие в нем ареновых циклов, нельзя, по-видимому, считать существенным источником А. Фенилпропильные структуры лигнина дают начало преимущественно гумусовому веществу.

АРКОЗЫ (песчаники аркозовые) — песчаники с высоким содержанием полевых шпатов (более 20 %). Выделяются: а) кислые аркозы, с бблыпим содержанием кварца и резким преобладанием калиевых полевых шпатов над плагиоклазами, являются результатом разрушения гранитоидов; б) средние аркозы, с меньшим содержанием кварца, 'преобладанием плагиоклазов над калиевыми полевыми шпатами и с повышенным содержанием обломков эффузивных пород, являются результатом разрушения изверженных пород среднего и основного состава. Аркозы очень часто являются коллекторами нефти и газа (например, практически все меловые нефтегазоносные песчаники Зап. Сибири).

АРКОНЫ —термин, предложенный Н. Б. Вассоевичем для обозначения ОВ гумусового типа (обогащенного конденсированными ареновыми структурами).

АРКТИЧЕСКОГО СКЛОНА АЛЯСКИ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — расположена в крайней сев. части п-ова Аляска и на смежной акватории моря Бофорта. Юж. границей является зона надвигов-сбросов хр. Брукс. На востоке эта провинция сочленяется с нефтегазоносной областью Бофорта — Маккензи» на западе она предположительно простирается в пределы Чукотского моря, Сев. граница условно проводится по контйнентальному склону. На п-ове Аляска бассейн включает сев. склон системы хр. Брукс, арктические предгорья и арктическую прибрежную равнину. Первое промышленное месторождение нефти Умиат было открыто в 1946 г.; в 1968 г. открыто гигантское газонефтяное месторождение Прадхо-Бей.

НГП тектонически соответствует Колвиллскому передовому прогибу и склону прилегающей с севера Арктической платформы. Степень закрытости средняя. Длина провинции около 600 км, средняя ширина 100—120 км. Общее простирание ЗСЗ. Фундамент представлен аргиллитами и метаморфизованными породами домиссисип- ского возраста, залегающими на глубинах от 720 до 760 м в пределах свода Барроу, до 9100 м —в наиболее погруженной части трога Колвилл.

Осадочный чехол составляют отложения кайнозойского, мезозойского и позднепалеозойского возраста. Кайнозойские терригенные отложения имеют мощн. до 1,5 км. Мезозойские отложения представлены преимущественно меловыми терригенными породами мощн. до 7 км; мощн. юрских в основном терригенных пород не превышает 2 км, а триасовых составляет всего 100 м. Палеозойские отложения представлены терригенно-карбонат- ными породами перми, Пенсильвания и миссисипия.

В разрезе осадочного чехла обычно выделяют два крупных комплекса: нижний, включающий отложения от миссисипских до неокомских включительно, и верхний — посленеокомский.

Комплексы разделены крупным угловым несогласием, которое наиболее резко выражено в пределах месторождения Прадхо-Бей и восточнее — вдоль свода Барроу. Кроме того, перерывы имеются в кровле Пенсильвания, в подошве и в кровле мела, в кровле палеогена и неогена.

Локальные структуры представлены в основном пологими брахиантиклина- лями, нарушенными разрывами. Часть месторождений приурочена к литологически или стратиграфически экранированным ловушкам в незначительных выступах фундамента. С несогласием в нижнемеловых отложениях связано месторождение Прадхо-Бей. Нефтегазоносность НГП приурочена к отложениям от каменноугольных до палеоген-неогеновых. В меловых отложениях продуктивны свиты Купа- рук-Ривер (неоком), Грандстенд (альб), Нинулук (сеноман), Сиби (турок), Талавак (сенон); в юрских — базальные песчаники свиты Кингак; в триасовых — свиты Сег-Ривер и Шублик верхнего отдела и свита Садлрочит (нижний триас — пермь). В миссисипских отложениях продуктивна свита Лисберн.

Месторождения нефти и газа сосредоточены преимущественно на платформенном бсц>ту бассейна, включая шельф моря Бофорта. Основные запасы УВ приурочены к так называемой зоне Прадхо-Бей, где геологические запасы оцениваются в 3,2 млрд, т нефти, из которых 2,7 млрд, т приходится на пермо-триасовый горизонт месторождения Прадхо-Бей Кроме того, оно содержит более 600 млрд м3 газа. Всего в бассейне открыто около 20 месторождений нефти и газа, большинство которых нерентабельны для разработки. Крупнейшим открытием явилось месторождение Купарук к востоку от Прадхо-Бей, нефтегазоносность которого связана в основном с песчаниками Купарук-Ривер (нижний мел).

АРТИНСКИЙ ЯРУС —распространен на востоке Европейской части СССР. Является одним из стандартных ярусов в типовой области развития пермской системы. Представлен терригенными породами, глинистыми и чистыми известняками. Мощи, до 1500 м. Фауна аммоноидей, брахиопод, фора- минифер, остракод. Является треть-

им снизу ярусом нижнего отдела пермской системы. Промышленно нефтегазоносен в Тимано-Печорской провинции, в Башкирии, Пермской, Куйбышевской и Оренбургской обла-

АРУН ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в Индонезии на о. Суматра в пределах Центральносу- матринской нефтегазоносной области. Залежи приурочены к рифовому массиву в миоценовых отложениях, сложенному известняками и залегающему на глубине 3050—3230 м. Запасы газа 480 млрд. м3.

АРХЕЙ (архейская эонотема, архейский мегахрон) —древнейшие образования Земли, залегающие под протерозоем. Верхняя возрастная граница А. устанавливается в 2600 ± 100 млн. лет, нижняя — не определена. Возраст древнейших датированных пород земной коры 3900 млн. лет. Архейские образования представлены глубокоме- таморфизованными породами, в основном гнейсами и кристаллическими сланцами, а также кварцитами, мраморами, амфиболитами. Широко развиты явления мигматизации и гранитизации.

Архей подразделяется обычно на нижний (катархей) и верхний, иногда на нижний, средний и верхний.

АСАБ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ (Абу-Джиду)—расположено в пределах синеклизы Руб-Эль-Хали (Объединенные Арабские Эмираты); приурочено к антиклинали 34 X Юкм. Открыто в 1965 г. Основные запасы связапы с известняками нижнемеловой свиты Шуайба, залегающими на глубине 2290 м Залежь массивная, с газовой шапкой. Нач. извл. запасы нефти 800 млн. т. Пл. нефти 0,865. Макс, годовая добыча 21 млн. т (1974 г.).

АСМАРИ ФОРМАЦИЯ (свита) — распространена" в Юго-Зап. Иране. Представлена разнообразными известняками (водорослевыми, корраловыми и др.; кристаллическими, доломитизи- рованными, глинистыми), в основании формации развиты мергели. Мощн. до 600 м. Относится к верхнему олиго- цену — нижнему миоцену. Один из основных нефтеносных комплексов Ирана. Характеризуется залежами массивного типа.

АСМАРИЙСКАЯ ГРУППА ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ — крупный ареал зон нефтегазонакоп- ления, примыкающий к сев. оконечности Персидского залива и расположенный в пределах предскладчатого крыла Месопотамского (Предзагрос- ского) прогиба на территории Ирана и частично Ирака. Все месторождения приурочены к антиклиналям сев.- зап. простирания, сложенным карбонатными породами мезозоя и кайнозоя (до нижнемиоценовых включительно). Эти структуры обладают широкими, слабовыпуклыми сводами и более крутыми юго-зап. крыльями (до 50-80°).

Вышележащие кайнозойские породы, содержащие в основании соленосную толщу (свита Фарс, средний миоцен), дислоцированы по отношению к нижележащим дисгармонично, причем степень дисгармоничности нарастает на северо-восток, к краю Загросской складчатой зоны. Вблизи этой зоны (месторождения Гачсаран, Месджид- м-Сулейман и др.) отложения свиты Фарс разбиты пологими надвигами на ряд чешуй; при движении на юго-запад надсолевые дислокации имеют разнообразную форму, вплоть до синклиналей над сводами подсолевых антиклиналей. На крайнем юго-западе ареала подсолевые складки перекрыты моноклинально залегающими слоями, смещенными по пологим надвигам на юго-запад (месторождения Ага- Джари, Хафт-Кел, Пазанун и др.).

Основной продуктивной толщей здесь являются известняки свиты Асмара (верхний олигоцен — нижний миоцен), достигающие мощн. 500 м; их пористость 15—25 %, проницаемость 1 мкм2 и более. Изолирующей покрышкой служат соленосные отложения свиты Фарс. Залежи сводовые массивные, часто с газовыми шапками. На большинстве месторождений нефтегазоносны также карбонатные отложения верхнемеловой свиты Бангестан.

К крупнейшим относятся следующие месторождения.

Ага-Джари — открыто в 1938 г.; приурочено к антиклинали 60 X 6 км; глубина залегания свиты Асмари 1400—2350 м Нач. извл. запасы нефти 1900 млн. т, газа 263 млрд. м3. Пл нефти 0,852. Макс, добыча 50 млн. т

нефти и 1,23 млрд, м3 газа (1973 г.)

Ахваз — открыто в 1958 г.; приурочено к антиклинали 42 X 8 км; глубина залегания свиты Асмари 2455— 2655 м. Нач. извл. запасы нефти 2400 млн. т, газа 311 млрд м3. Пл нефти 0,860—0,865. Макс, добыча 56 млн. т нефти и 10 млрд, м3 газа (1978 г.).

Биби-Хакиме — открыто в 1961 г.; приурочено к антиклинали 45 X 3 км; глубина залегания свиты Асмари 1020 м. Нач. извл. запасы нефти 1245 млн. т, газа 115 млрд. м3. Пл. нефти 0,876. Макс, добыча нефти 18,4 млн. т, газа 1,9 млрд, м3 (1974 г.).

Гачсаран — открыто в 1928 г.; приурочено к антиклинали 60 X 3,5 км; глубина залегания свиты Асмари 850—1870 м. Нач. извл. запасы нефти 2100 млн. т, газа 162 млрд. м3. Пл. нефти 0,865. Макс, добыча нефти 46 млн. т, газа 4,6 млрд, м3 (1974 г.).

Мансури—открыто в 1962 г.; приурочено к антиклинали 24 X 4 км; глубина залегания свиты Асмари 2300 м. Нач. извл. запасы нефти 270 млн. т, газа 20 млрд м3. Пл нефти 0,881

Марун — открыто в 1963 г.; приурочено к антиклинали 50 X (5 4- 7) км; глубина залегания свиты Асмари 2320—3350 м. Нач извл. запасы нефти 2200 млн. т, газа 113 млрд, м3 Пл. нефти 0,861. Макс, добыча нефти 68 млн. т, газа более 13 млрд, м3 (1977 г.).

Месджид-и-Сулейман (Месдже- де-Солейман) — открыто в 1908 г.; приурочено к антиклинали 30 X 6 км; глубина залегания свиты Асмари 490—3000 м. Нач. извл. запасы нефти 380 млн. т, газа 35 млрд. м3. Пл нефти 0,824. Месторождение выработано почти наполовину, макс, годовая добыча 3—4 млн т (50-е годы).

Пазанун — открыто в 1961 г.; нефтегазовое месторождение; приурочено к антиклинали 40 X (10 4-5) км; глубина залегания свиты Асмари 2745 м. Нач. извл. запасы газа 1414 млрд, м3, нефти 472 млн. т. Пл нефти 0,844.

Парис (Фарис) — открыто в 1964 г.; приурочено к антиклинали 40 X (3 4 4- 5) км; глубина залегания свиты Асмари 1740—2200 м. Нач извл запасы нефти 420 млн т. Пл нефти

0,853—0,855 Макс, добыча 21 млн. т нефти и 2,9 млрд м3 газа (1974 г.).

Раг-и-Сафид—открыто в 1964 г.; приурочено к антиклинали 32 X (5 4- 4-6 км); глубина залегания свиты Асмари 2530 м Нач. извл. запасы нефти 320 млн т, газа 170 млрд. м3. Пл. нефти 0,860. Макс, добыча 16 млн. т нефти и 1,8 млрд м3 газа (1974г).

Хафт-Кел — открыто в 1927 г.; приурочено к антиклинали 32 X (4 4- 4-5) км; глубина залегания свиты Асмари 600—1068 м. Нач. извл. запасы нефти 351 млн. т. газа 29 млрд. м3. Пл. нефти 0,833. Выработано почти па две трети.

Кроме описанных в А. г. г. м. входят также месторождения Карандж, Нафт-Сафид, Бинак (с запасами более 100 млн. т).

АССАМСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена в штате Ассам в сев.-вост. части Индии. В тектоническом отношении представляет собой прогиб, окаймленный складчатыми горными поясами с севера (Гималаи) и юго-востока (горы Нача). Размеры области 270 X 160 км, площадь 48 тыс. км2, объем осадочного выполнения 220 тыс. км3. Вытянута в сев -вост, направлении. Начало освоения 1899 г.

Фундаментом служат метаморфиче скис и магматические докембрийские породы, выходящие в юго-зап части бассейна на поверхность (Шилонг- ский и Микирский выступы). Осадочная толща имеет мощн. до 4 км и более; на тектонически поднятых участках она представлена палеоген-неоге- новыми и антропогеновыми отложениями, под которыми в погруженных зонах встречен мезозой и, возможно, палеозой Верхняя часть разреза сложена терригенными отложениями; в эоцене кроме глин и песчаников встречены известняки. Отмечены угловые несогласия в залегании слоев на трех уровнях. Осадочная толща прогиба вблизи гор Нача осложнена рядом мелких и крупных разрывов типа надвига и узкими асимметричными антиклинальными складками. С удалением от надвига Нача в платформенной области получают распространение мелкие дислоцированные брахиантиклинальмые складки

Разведочные работы были сосредоточены в юго-вост части бассейна ме

жду р. Брахмапутра и горами Нача. Всего открыто 8 нефтяных месторождений и одно газовое, относящиеся к средним и мелким. Основными месторождениями являются Нахаркатья, Моран, Лаква, Рудрасагор, Гелики и Дигбой. В складчатой зоне месторождения приурочены к узким асимметричным антиклинальным складкам, в платформенной области —к брахи- антиклиналям. Месторождения многопластовые. Продуктивными являются песчаники олигоцена и миоцена. Залежи относятся к пластовым сводовым, частью к дизъюнктивно и литологически ограниченным. (Запасы и добычу см. Камбейская НГП.) АССЕЛЬСКИЙ ЯРУС (швагериновый горизонт) — распространен на востоке Европейской части СССР. Является одним из стандартных ярусов в типовой области развития пермской системы* Представлен карбонатными породами, на юге — еще и терригенными. Мощн. от десятков метров до 500 м (в Сев. Прикаспии). Фауна ам- моноидей, брахиопод, фораминифер. Является нижним ярусом пермской системы. Промышленно нефтегазоносен в Пермской области и Башкирской АССР

АСТЕНОСФЕРА — слой в верхней мантии, подстилающий литосферу» характеризующийся пониженной вязкостью, повышенной теплопроводностью, уменьшением скорости сейсмических волн (волновод Гутенберга). А. рассматривается как основной базисный уровень образования магматических очагов и главный энергетический источник магматических процессов. В пределах А. резко уменьшается количество очагов землетрясений. С наличием А. связывают явление изостазии, рассматривая А. как пластичный слой, в котором «плавают» блоки литосферы. Глубина верхней границы А. оценивается в 50—60 км под океаном и 100—150 км под континентами, глубина нижней соответственно 400 и 250 км.

АСТРАХАНСКОЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ —находится в юго-зап. части Прикаспийской впадины, в 70 км к северу от г Астрахань. Приурочено к крупной локальной структуре (Астраханское поднятие), которая осложняет Астраханский выступ (175X 150 км при

амплитуде 4 км) в юго-зап. части Астраханско-Актюбинской зоны поднятий докембрийского (?) фундамента.

Месторождение связано в основном с известняками башкирского яруса среднего карбона. Сверху подсолевой разрез начинается с изолирующей сульфатно-терригенной толщи кунгурского и кремнистых аргиллитов артинского возраста. Ниже залегают органогенные известняки (коллекторы) мелекесского, прикамского, севе- ро-кельтменского и краснополянского горизонтов. Под ними находится непроницаемая толща плотных известняков основания краснополянского и михайловского горизонтов, которые подстилаются коллекторами — известняками и доломитами алексинского горизонта нижнего карбона. Наилучшими коллекторами являются известняки северо-кельтменского горизонта. Суммарная мощн. коллекторов 50— 90 м.

Выше подсолевых отложений наблюдается обычный для Прикаспийской впадины разрез кунгурской соленосной толщи, достигающей в ядрах соляных куполов мощн. до 3300 м. Межкупольные прогибы выполняет преимущественно терригенная верхняя пермь мощн. 2800 м, на которой с несогласием отложились осадки мезозоя и кайнозоя. Астраханское поднятие имеет площадь 2760 км2, амплитуду 300 м. Его плоская вершина (2050 км2) на уровне глубин 3900 м осложнена мелкими локальными эрозионно-тектоническими поднятиями протяженностью до 10 км.

Залежь сводовая пластовая; пористо-кавернозные породы с высокой проницаемостью образуют линзы и занимают сравнительно небольшой объем; распространены системы вертикальных и горизонтальных трещин. Дебиты скважин от 80 до 800 тыс. м3/сут. Состав газа (%): УВ 50—55, H2S 20—24, СО3 20—22, N2 до 3. ГВК на глубине примерно 4100 м.

АСФАЛЬТЕНИТЫ— группа асфальтовых битумов (асфальты, асфальтиты, кериты), образующихся в результате природной деасфальтизации нефтей газом или легкими парафиновыми УВ. Присутствие А. в нефтегазоносных пластах говорит о многоактно- сти процесса формирования скопления нефти и газа. Отличительной особен

ностью А. является обычно высокое содержание асфальтенов (доля асфальтенов 49—62 %, доля асфальтов до 55 %) и преобладание асфальтенов над смолами (Ас/См до 2—4), а также повышенное содержание углерода (83—88 %), водорода (8—10 %) при сравнительно низком содержании кислорода и асфальтогеновых кислот (для асфальтов, асфальтитов). А. встречаются в пл астах-коллектор ах нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей преимущественно в нефтегазоносных бассейнах древних платформ (Тимано-Печорский, Балтийский, Вост.-Сибирский и др.).

АСФАЛЬТЕНЫ — наиболее высокомолекулярная фракция асфальтовосмолистых веществ битумоидов и нефтей, нерастворимая в петролейном эфире. В свободном виде представляют собой хрупкие вещества черного или бурого цвета. Относительная молекулярная масса А. колеблется от 1000 до 6000. Структура А. представлена в основном конденсированными ароматическими ядрами, по периферии которых расположены циклические и ациклические заместители, содержащие серу, кислород и азот. В битумоидах под воздействием факторов катагенеза возрастает степень конденсированности А., повышается отношение С/Н, уменьшается доля гетероэлементов, снижается молекулярная масса; А. теряют растворимость и переходят в нерастворимую часть ОВ. Сингенетичные битумоиды гумусового типа РОВ содержат значительно больше А. (до 40 %), чем битумоиды сапропелевого РОВ (до 10—12 %). Содержание А. в нефтях, как правило, не превышает 2—4 %.

АСФАЛЬТИДЫ — группа природных битумов асфальтового ряда (мальты, асфальты, асфальтиты), образовавшихся при окислении (гипергенном) циклических смолистых нефтей (см. классификация природных битумов).

АСФАЛЬТИТЫ — класс твердых высокоплавких асфальтовых битумов, нацело растворимых в органических растворителях. А. имеют пл. 1,0—1,2, Тразмяг = 100 4- 300 °C, содержат до 25 % масел (асфальтово-смолистых компонентов 75 % и более). Подразделяются на подклассы гильсониты и грэемиты. Могут быть образованы в

результате различных природных процессов (см. классификация природных битумов).

АСФАЛ ЬТО ИДЫ — природные битумы, плохо растворимые или вовсе нерастворимые в растворителях типа хлороформа и не плавящиеся без разложения. Термин предложен на V Международном нефтяном конгрессе (Нью-Йорк, 1959 г.). По классификации, принятой в СССР, отвечают керитам и антраксолитам.

АСФАЛЬТЫ — класс природных битумов, полностью растворимых в растворителях типа хлороформа, занимающий промежуточное место между мальтами и асфальтитами. Диагностический параметр — содержание масел в групповом составе по схеме Маркуссона — Саханова — Успенского: 25—40 % по классификации Успенского (1964 г.); 25—50 % по зарубежным классификациям, в которых мальты не выделяются в отдельный класс, а регистрируются как тяжелые нефти. В зависимости от количественных соотношений между маслами, смолами и асфальтенами консистенция А. варьирует от вязкой до твердой низкоплавкой (Гра3мяг < 100 °C); пл. 1,0—1,1. А. с высоким серосодер- жанием иногда называют тиоасфальтами. Класс А. встречается в разных линиях битумогенеза как нафтидного, так и нафтоидного ряда. В зависимости от степени окисленности (в аэробных или анаэробных условиях) и от степени осерненности элементный состав А. варьирует в достаточно широких пределах.

АТАБАСКА МЕСТОРОЖДЕНИЕ БИТУМОВ — расположено в верховьях р. Атабаска (Альберта, Канада). Открыло в 1778 г. Связано с зоной выклинивания нижнемеловых песков свит Мак-Марри и Вабаска на моноклинальном склоне крупного поднятия (280X 145 км), расположенного в периферической части Западно-Канадской нефтегазоносной мегапровинции. Глубина залегания продуктивной толщи 0—610 м, мощн. 2— 90 м, ср. эф мощн. 27 м, битумонасы- щенность 2—18 вес. % (в среднем 7,8 вес. %); площадь залежи 32 тыс. км2. Пл. битума 1,0127—1,0290. Состав (%): С 83,1—83,6, Н 10,3—10,5; N 4,2—5,5; масла 47,7—49, смолы 29—32; асфальтены 16—23,4; мол.

масса 600—800. Геол. запасы 138,1 млрд. м3.

Первые попытки коммерческой разработки относятся к концу XVIII в. В настоящее время действуют два завода производительностью 28,6 тыс. м3/сут синтетической нефти. Разработка битумов ведется открытым способом с последующим отделением битума от породы горячей водой. Предусмотрено комплексное использование битумоносных пород: получение элементарной серы (до 900 т/год), кокса (2 тыс. т/сут), а также добыча титановых минералов (94 тыс. т/год), циркона (41 тыс. т/год) идру,- гих тяжелых минералов из дебитуми- низированного песка. Средний коэффициент извлечения битумов 51 %, выход синтетической нефти 35 %. Планируется добыча битумов скважинными и шахтными методами на участках, недоступных для карьерной разработки, с коэффициентом извлечения 10—30%.

АТАШКЯ-ШУБАНЫ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— расположено в 5 км от г. Баку близ ст. Эйбат. Приурочено к Апшероно-Кобыстанской нефтегазоносной области; связано с диапировой складкой, в размытом своде которой на поверхность выходят три нефтеносных пласта низов верхнего отдела продуктивной толщи. Эф. мощн. пластов 16 м, содержание нефти 61—75 кг/м3, пл. нефти 0,920. Головные части нефтеносных пластов, перекрытые современными наносами, пропитанными мальтой, образуют ки- ровое поле площадью 60 тыс. м2 и мощн. 15—20 м. Содержание битума 2,76—4,24 вес. %. В древнекаспийских отложениях наблюдаются отдельные вкрапления и линзы асфальтита., АТМОСФЕРНЫЙ (воздушный) — газовый компонент, поступивший в недра из атмосферы в составе поверхностных вод. Концентрация и соотношение химически пассивных атмосферных газовых компонентов в условиях пласта характеризуются относительным постоянством и определяются их содержанием и парциальной упругостью в атмосфере В качестве геохимических показателей в нефтяной геологии и гидрогеологии обычно используются аргон и азот.

АТОКА СЕРИЯ (группа)--распространена на Мидконтиненте (США).

Представлена темно-серыми глинами и сланцами с прослоями песчаников и известняков, иногда доломитизиро- ванных; местами замещается известняками с прослоями глин, глинистых сланцев и песчаников. Мощн. 100— 350 м. Относится к низам среднего Пенсильвания. Промышленно нефтегазоносна.

АТТРИТ — скопления в составе торфа, углей и других осадочных пород растительного материала, измельченного истиранием при переносе и первичной его деградации. А. состоит из обрывков лигниноцеллюлозных тканей и продуктов их преобразования, остатков липоидных тел и др. Встречается преимущественно в зольных матовых углях.

АУТИГЕННЫЙ — компонент осадочной горной породы, образовавшийся на месте. Эти компоненты могут быть сингенетичными или эпигенетич- ными породе (антоним — аллотиген- ный).

АХВАЗ ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— см. Асмарийская группа газонефтяных месторождений. АХСКАЯ СВИТА — распространена в центральной и сев частях Зап Сибири. Представлена темно-серыми аргиллитами с пластами и линзами серых и светло-серых песчаников и алевролитов, приуроченных к нижней и верхней частям разреза; в основании — песчано-алевритовая ачимов- ская пачка. Мощн. в ср. 600 м. На юго-западе замещается низами фро- ловской свиты, на юге — куломзин- ской свитой, на востоке — мегион- ской. Фауна аммонитов, двустворок, фораминифер. Возраст берриас — го- терив. Промышленно нефтеносна в Васюганской, Среднеобской (пласты группы Б) и Ямальской (пласты группы НП и нижние пласты группы ТП) нефтегазоносных областях.

АЦЕНАФТЕН — см углеводороды гибридные.

АЧИМОВСКАЯ ПАЧКА (толща) — распространена в Зап. Сибири, за исключением самых зап. и вост, районов. Представлена мелкозернистыми известковистыми песчаниками и алевролитами, образующими отдельные невыдержанные пласты и линзы в нижней части ахской, куломзинской, мегионской и фроловской свит. Мощн 10—170 м Фауна аммонитов, дву

створок и фораминифер. Возраст берриас— ранний валанжин. Промышленно нефтеносна в пределах Васюганской и Среднеобской нефтегазоносных областей (самые нижние пласты группы Б).

АШАЛЬЧИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ БИТУМОВ — расположено в Ленипогорском районе Татарской АССР; приурочено к зап. склону Южн. купола Татарского свода (Волго-Уральская НГП). Основная залежь битумов связана с верхней песчаной пачкой уфимского яруса верхней перми, слагающей ядро Ашальчинской антиклинали. Мощность песчаного тела уменьшается от свода к крыльям от 35 до 3,2 м. В юж. части месторождения песчаники уничтожены преднеогеновым врезом, заполненным глинами неогена.

Мощн. продуктивного пласта 19— 24 м, пористость 4—45 %, проницаемость 0,5 мкм2 и более, ср. битумо- насыщенность 8 вес. %. Площадь залежи 6,5 км2, глубина залегания 61—130 м. По составу битумы относятся к тяжелым высокосмолистым нефтям пл. 0,970—0,987 и вязкостью > 4,5 Па-с; содержание (%): масла 68, смолы бензольные 15,0, смолы спирто-бензольные 6,1, асфальтены 10,9, сера 4,1. Разведанные запасы 12,5 млн. т. При испытании из ряда скважин получены притоки вязкого битума до 11 м3/сут. Скопления битумов отмечены также в карбонатах сакмарского яруса и нижнеказанского подъяруса.

БАВЛИНСКАЯ СВИТА (серия) — распространена в Волго-Уральской области. Первоначально объединяла отложения от кембрия до низов среднего девона. В настоящее время ей соответствуют две серии. Нижнебав- линская серия сложена красно- и пестроцветными кварцевыми песчаниками, реже алевролитами, аргиллитами и карбонатными породами (мергели,

доломиты); подразделяется на ряд свит. Мощи, более 1700 м. Охарактеризована комплексом акритарх. Возраст рифей. Верхнебавлинская серия сложена преимущественно сероцветными терригенными породами — аргиллитами, алевролитами^ песчаниками. Мощн. более 800 м. Возраст венд. В верхнебавлинских отложениях отмечаются признаки нефти.

БАГГА —см. озокерит.

БАДАК ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— находится в Индонезии на вост, побережье о. Калимантан в центре Восточно-Калимантанской НГП. Приурочено к брахиантиклинали 10X5 км. В неогеновых преимущественно песчано-глинистых отложениях обнаружено 66 самостоятельных залежей в интервале глубин от 1000 до 3300 м. Запасы 200 млрд. м3. БАЖЕНОВИТ — см. доманикиты.

БАЖЕНОВСКАЯ СВИТА — распространена в центральной части Зал. Сибири. Представлена черными и буровато-черными аргиллитоподобными сапропелево-глинисто-кремнистыми породами, местами с прослоями карбонатов. Характерно высокое содержание свободного кремнезема (в среднем 29,5 об Ло) и органического вещества (в среднем 22,5 об.%). Мощн. 10—70 м, обычно 2b—35 м. Фауна преимущественно нектонных и планктонных организмов (аммониты, селемниты, рыбные остатки, радиолярии, кокколитофориды), в меньшей степени двустворок; на периферии ареала свиты — фораминиферы. Возраст^ средневолжский — раннебер- риасский. Местами свита включает низы валанжина. Промышленно нефтеносна в пределах Среднеобской и Каймысовской НГО (пласт Юо). Входит в состав региональной верхнеюрско-неокомской покрышки.

БАЗАЛЬТ — см. породы изверженные.

БАЗАРЛИНСКАЯ СВИТА —распространена на Мангышлаке, Устюрте и на севере Туркмении. Сложена ритмично чередующимися глинами, алевролитами и песчаниками. В основании пласт песчаника с линзами конгломераюв. Мощн. 90—120 м. Фауна аммонитов, двустворок, фо- раминифер. Отвечает верхнему бай- 46

осу. На Юж. Мангышлаке промышленно нефтеносна.

БАЗИС АККУМУЛЯЦИИ — уровень, выше которого аккумуляция сменяется денудацией. На этом уровне происходит формирование аккумулятивных равнин. Различают базисы субаэральной и субаквальной аккумуляции.

БАЗИС ДЕНУДАЦИИ — уровень, соответствующий перелому профиля склона; разделяет пологий и крутой участки склона. Различают Б.д. местный на склоне и общий, приуроченный к подошве склона, где прекращается гравитационное перемещение масс по склону.

БАЗИС ЭРОЗИИ— уровень, на котором водоток теряет свою эродирующую способность. Общий, или главный, Б.э. — уровень Мирового океана; местный Б. э. — урез воды в проточных озерах и в местах впадения притоков в главную реку. Изменения положения Б. э. вызываются колебаниями уровня океана или движениями суши.

БАЗ ИТ Ы (породы основные)—см. породы изверженные.

БАЙКИТСКАЯ СВИТА — распространена в зап. части Сибирской платформы. Представлена светло-серыми, иногда розовыми и красноватыми известковистыми кварцевыми песчаниками. Мощн. 20—30 м, местами до 70—90 м. Охарактеризована наутилоидеями, водорослями. Возраст ранний ордовик. В пределах Эвенкийской синеклизы является наиболее важным горизонтом терригенных коллекторов.

БАИ-ХАССАН ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ (Бай-Гассан) — находится в Ираке, на прискладча- том борту Месопотамского (Предза- гросского) прогиба; приурочена к линейной антиклинали 28 X 3 км. Открыто в 1953 г. Подобно месторождению Киркук» отличается дисгармонией структурных планов по над- и подсолевым толщам; сходны также число и строение нефтегазо- содержащих толщ; продуктивны известняки олигоцена Кальхур и верхнего мела Шираниш, и Камишка. Содержащий осн. запасы горизонт Кальхур залегает на глубинах 1280— 1525 м. Залежи сводовые массивные. Нач. извл. запасы нефти 300 млн. т

(по другим опенкам 140 млн т); газа в газовых шапках 100 млрд, м8, газа растворенного 33 млрд. м3. Пл нефти 0,861—0,899 (Кальхур); 0,84 4 (Шираниш) и 0,904 (Камшика). Макс годовая добыча нефти 3 млн т (1970 г.).

БАЙЯНХЕ СВИТА — распространена в Преднаньшаньском прогибе (Зап. Китай). Представлена чередованием темно-коричневых глин и светло-серых и белых песчаников Мощн. 100— 450 м Относится к миоцену. Основной нефтегазоносный комплекс Преднаньшаньского нефтегазоносного района. Включает 3 продуктивных горизонта, каждый из которых состоит из нескольких пластов песчаников.

БАКИНСКИЙ ЯРУС— региональный ярус, распространенный в Вост. Закавказье и в Каспийском море. Лек- тостратотип в окрестностях г. Баку Сложен в нижней части глинами и алевритами (нижнебакинские слои), в верхней — конгломератами, ракуш- няками, реже песками. Мощн. более 500 м. Возраст раннечетвертич- ный.

БАКТЕРИИ — представители наиболее обширной группы микроорганизмов. Преимущественно одноклеточные, слабо дифференцированные организмы, не имеющие оформленного ядра. Размножаются делением или почкованием. По систематическому положению относятся к группе прокариотов. Характеризуются чрезвычайным разнообразием и пластичностью процессов обмена Б. имеют простую шарообразную или палочковидную форму. Особую группу составляют нитчатые формы (некоторые серо- и железобактерии) Различают 3 физиологические группы Б: фоютрофные (фотосинтезирующие) , использующие энергию солнечного света; хемолитотрофные (автотрофные), использующие для своего роста неорганический углерод; хемогетеротроф ные (гетеротрофные), использующие органические источники углерода. Подавляющее большинство Б. относится к хемогетеротроф- ным организмам.

Б развиваются в широком диапазоне температур окружающей среды и подразделяются на психрофильные, растущие при температурах близких

к нулю; мезофильные — при 20— 40 °C; термофильные — при 50—75 °C. По отношению к кислороду Б. подразделяются на аэробные — развивающиеся в присутствии свободного кислорода; анаэробные — при отсутствии свободного кислорода; факультативно-анаэробные — растущие как в аэробных, так и анаэробных условиях. Б, развивающиеся в высокоминерализованных средах (выше 100 г/л), называются галофильны- ми

Геохимическая роль Б заключается прежде всего в разложении огромных масс растительных и животных остатков. Велика роль Б. в круговороте С, N, Р, S, Fe, Мп и др. Только микроорганизмы способны фиксировать молекулярный азот и включать его в органические соединения. С жизнедеятельностью Б. связаны процессы биодеградации нефти и битумов, образования и разрушения месторождений серы и сульфидных руд, выщелачивания металлов (Zn, Pb, Си, Аи) из рудных концентратов, окисления метана в угольных месторождениях и т. д. Исследование масштабов и направленности процесса биодеградации нефтей разных химических типов в определенных геологогеохимических условиях позволяет судить об интенсивности разрушения нефтяных месторождений в зоне гипергенеза, о генетическом сходстве или различии нефтей в многопластовых месторождениях, о роли Б в образовании природных битумов, без- алкановых нефтей, асфальтов, озокеритов и т. д.

Введение активных биоценозов газообразующих Б. в продуктивные пласты, а также активизация жизнедеятельности Б, присутствующих в пластах, позволяют повысить их нефтеотдачу, особенно на разработанных месторождениях, где другие методы неэффективны (см. методы интенсификации нефтедобычи). Миграция УВ из скоплений, расположенных на глубине, к поверхности часто приводит к развитию биоценозов Б, окисляющих газообразные и низкомолекулярные УВ в приповерхностных частях литосферы, в грунтах и водах На этом эффекте основан один из методов прямых поисков залежей нефти и газа (см ме-

тод прямых поисков микробиологический) .

БАКТЕРИИ МЕТАНОБРАЗУЮ-

ЩИ Е — анаэробные микроорганизмы, восстанавливающие двуокись углерода СО2 водородом с образованием метана:СОа + 4Нг ->■ СН4 + 2НгО

(универсальная реакция для всех Б. м.). Некоторые Б. м. могут развиваться также за счет низкомолекулярных жирных кислот (в первую очередь уксусной) и спиртов с образованием метана и таким образом осуществлять конечный этап анаэробного превращения органического вещества. Б. м. присутствуют в пластовых водах нефтяных месторождений, в донных осадках и иловых отложениях водоемов С деятельностью этой группы бактерий связано образование болотного газа (до 80 % СН4), метана в угольных шахтах и т д.

БАКТЕРИИ МЕТАНОКИСЛЯЮ-

ЩИЕ (метилотрофы) — одна из групп углеводородокисляющих бактерий; реакция окисления метана идет по схеме:СН4 4- 2О2 СО2 *4* 2Н2О.

Считается, что в водной среде окисление метана происходит только биологическим путем. Большинство изученных Б. м. используют для своего роста углерод органических соединений, а необходимую энергию получают при окислении метана Б м. присутствуют в нефтяных и газовых месторождениях (при условии повышенного содержания в них кислорода), в угольных шахтах (что приводит к снижению метаноносности угольных пластов), в воде и донных осадках водоемов, в илах лечебных грязей, почвах и т. д. Явление фиксации СН4 в биосфере метилотро- фами по своим масштабам соизмеримо с фиксацией СО2 растениями в процессе фотосинтеза.

БАКТЕРИИ СУЛЬФАТВОССТАНАВ- Л И БАЮЩИЕ (сульфатредуцирую- щие) — анаэробные микроорганизмы, восстанавливающие сульфаты до сероводорода; окисляют ограниченное число простых органических соединений, таких как молочная, пировиноградная, щавелево-уксусная и др. кислоты, некоторые спирты и т. д.; способны также окислять водород Б с. широко распространены в водах месторождений нефти, серы, суль-

фидных руд, в осадках восстановительной среды современных водоемов. В пластовой воде нефтяных залежей Б. с. развиваются за счет продуктов жизнедеятельности углеводо- родокисляю1цих бактерий. Бактериальная сульфатредукция является одним из основных процессов анаэробного окисления органического вещества на стадиях седиментогенеза и раннего диагенеза. Сульфатредук- ция — важнейшее звено глобального цикла серы в биосфере.

БАКТЕРИИ ТИОНОВЫЕ—аэробные автотрофные и гетеротрофные организмы, окисляющие восстановленные соединения серы (сульфиды, тиосульфат, политионаты, сероводород) по схеме: 2Ыа252Оз4“О2 —2S4~2Na2SO4; образовавшаяся сера окисляется до серной кислоты. Различают Б. т, развивающиеся в нейтральной или умеренно щелочной средах (pH = 6-4-8) и в кислой среде (pH = 2 4-4). Б. т. встречаются в нефтяных месторождениях, особенно часто в заводняемых пластах. Распространены в пресной и морской воде, илах, почве, кислых родниковых водах, серных ключах и серных месторождениях. Присутствие Б. т. в нефтяных водах может служить индикатором проникновения в пласт инфильтрационных поверхностных вод.

БАКТЕРИИ УГЛЕВОДОРОДОКИС- ЛЯЮЩИЕ— группа бактерий, окисляющих газообразные, жидкие и твердые углеводороды. Известно большое число Б у. Они используют УВ с помощью адаптивных ферментов, но в отсутствие УВ развиваются и на других органических соединениях. Алифатические УВ нормального строения более доступны для Б. у, чем изоалканы, причем устойчивость изоалканов повышается с увеличением числа замещений. Алифатические УВ с 5—10 атомами углерода в цепи используются меньшим числом микроорганизмов, чем УВ с более длинной цепью, а наиболее доступны для бактерий УВ, со средней длиной цепи (10—20 атомов углерода). Окисление алифатических УВ начинается обычно с окисления одной из конечных метильных групп с образованием первичных спиртов и жирных кислот.

Арены менее доступны для Б у, чем алканы. Окисление аренов сопровождается образованием дикарбоновых кислот. Разрушение аренов с короткой боковой пепью может начинаться либо с окисления алкила, либо с разрыва ароматического кольца. Цикланы не используются Б. у в качестве источника питания. Они окисляются бактериями только в присутствии ростового субстрата (со- окисление). При этом в водной среде накапливаются нафтеновые кетоны и кислоты. Присутствие нафтеновых кислот в пластовых водах нефтяных месторождений является признаком биодеградации нефти в залежах.

БАКТРИЙСКИЙ ЯРУС (серия) — региональный ярус, распространенный в Фергане. Сложен континентальными песчанистыми и известковистыми глинами, песчаниками, конгломератами. Мощн. до 6000 м. Возраст плиоцен. Промышленно нефтегазоносен.

БАЛАХАНСКАЯ СВИТА —см. продуктивная толща,

БАЛАХАНЫ - САБУНЧИ - РАМА - НИНСКОЕ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено в нейтральной части Апшеронского п-ова, в 10 км к северо-востоку от г. Баку Месторождение является одним из старейших (открыто в 1871 г). Приурочено к брахиантиклинали (7 44- 10)Х(3 4- 4) км на юго-вост, погружении Большого Кавказа. Бра- хиантиклиналь резко асимметрична: крутым является юго-зап. крыло складки, где углы падения достигают 60—80°, сев.-вост. крыло имеет углы падения 24—25°. Складка осложнена большим количеством продольных и поперечных нарушений, амплитуда которых уменьшается с глубиной. В нижней половине разреза продуктивной толщи развиты преимущественно продольные разрывы.

В пределах месторождения неф- тоносны все свиты продуктивной толщи. Нефтяные залежи не имеют газовых шапок. Наиболее нефтенасыщены песчаные горизонты сабун- чинской, балаханской, надкирмакин- ской, кирмакинской и подкирмакин- ской свит Слабой нефтенасыщенно- стью характеризуются горизонты сураханской свиты Выявлена 28 про*

дуктивных горизонтов, из них 10 приходится на свиты нижнего и 18 на свиты верхнего отдела продуктивной толщи. Залежи верхнего отдела пластовые сводовые, нижнего — тектонически экранированные. Нефти маслянистых и тяжелых сортов (пл. нефти соответственно 0,865—0,875, 0,880—0,940). Для поддержания добычи нефти применяются вторичные методы эксплуатации.

БАЛТИЙСКАЯ НЕФТЕНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — приурочена к западной краевой структуре Вост.-Европейской платформы — Балтийской синеклизе; расположена на территории СССР (Калининградская область РСФСР, республики Советской Прибалтики) и сев.-вост. части ПНР, включает также акваторию Балтийского моря. В 1968 г. была доказана промышленная нефтеносность среднекембрийских отложений. Разработка месторождений ведется с 1974 г. в Калининградской области.

Балтийская синеклиза с запада ограничена краевым швом Вост.-Европейской платформы — линией Тейс- сейра — Торнквиста, вдоль которой синеклиза граничит с эпикаледон- ской Зап.-Европейской платформой. В посткаледонский этап. Балтийская синеклиза формировалась в тесной связи с Зап.-Европейской платформой и открывается на юго-западе в сторону Датско-Польского прогиба На севере синеклиза постепенно переходит в юж. склон Балтийского щита, на востоке Латвийская седловина отделяет ее от Московской синеклизы, на юго-востоке она граничит (постепенный переход) с Мазурско- Белорусской антеклизой. В связи с постепенным переходом Балтийской синеклизы в смежные положительные структуры ее границы (исключая западную) условны и проводятся по изогипсе —1000 м, характеризующей поверхность фундамента. В указанных границах площадь Балтийской синеклизы 190 тыс. км2, из них 64 тыс. км2 занимает материковая часть на территории СССР.

Балтийская синеклиза имеет сев - вост, простирание, ее форма в плане — асимметричный эллипс; размеры 500 X 400 км. Объем осадочного выполнения 0,1—1 млн км3 Породы фундамента имеют архей-раннепроте-

розойский возраст. Макс общ. мощность пород осадочного чехла установлена по геофизическим данным в юго-зап краевой части области и оценивается в 8—9 км. Макс, мощи имеют породы палеозоя —до 7 км. Поверхность фундамента в наиболее изученной материковой части на территории СССР залегает на глубине до 3 км, которая увеличивается в юго-зап. направлении к осевой части синеклизы до 4—5 км, а у югозап. края Вост.-Европейской платформы достигает 8—9 км.

Наиболее значительные хорошо выраженные перерывы отмечены между фундаментом и осадочным чехлом (на архей-протерозойском фундаменте залегает верхневендско-ниж- некембрийский структурный этаж) и между нижнекембрийско-нижнеде- вонским и верхнепермско-антропоге- новым этажами в юго-зап. части Балтийской синеклизы (отложения верхней перми залегают на породах от силура до нижнего девона). Доля морских отложений в разрезе 85 %, карбонатных пород — до 30—40 %.

В пределах синеклизы по отложениям нижнекембрийско-нижнедевонского структурного комплекса выделено три крупных элемента, разделенных региональными разрывными нарушениями субширотного простирания: Куршская впадина, Тельшай- ско-Приекульская структурная зона в Лиепайско-Салдусский выступ, переходящий в юж. склон Балтийского щита. Общ. интенсивность синеклизы 0,015 м/км2. Локальные структуры, как правило, приразломные; их амплитуда от 15—20 до 100 м; площадь большинства из них до 10 км2, наиболее крупные (20—30 км2) находятся в материковой части.

Региональная покрышка — глини- сто-карбонатная ордовикско-силурийская Нефтеносный комплекс — кембрийско-нижнедевонский, промышленная нефтеносность приурочена к песчано-алевритовой толще среднего кембрия (дейменаская серия) Почти все открытые нефтяные месторождения приурочены к Калининградской (территория РСФСР) и Гаргждай- ской (Литовская ССР) зонам неф- тенакопления (Куршская впадина). Ловушки, как правило, пластовые, экранируются разрывными наруше

ниями, в карбонатных отложениях ордовика и силура — литологически экранированные. Всего открыто 25 нефтяных месторождений в отложениях палеозоя на глубинах до 2,5 км

БАНГЕСТАН ФОРМАЦИЯ (свита) — распространена в Юго-Зап. Иране. Представлена массивными, реже слоистыми известняками с прослоями мергелей и глин. Мощи до 1200 м. Относится к верхам нижнего — основанию верхнего мела. Является одним из основных нефтеносных комплексов Месопотамского бассейна. Характеризуется залежами массивного типа

БАОАНЬ СВИТА — распространена в центральной части Ордосского бассейна (Сев. Китай). Представлена темно-красными и серыми песчаниками, глинами и мергелями. В основании свиты — базальные конгломераты. Мощн. 500—2000 м. Относится к мелу. В юго-зап части бассейна замещается свитой Люпаньшань. Промышленно нефтеносна.

БАРИНАС-АПУРЕ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — северной частью расположена в Венесуэле (штаты Баринас, Апуре, Португеса), южной — в Колумбии (департаменты Мета, Бояка, комисария Вичада). Первая скважина пробурена в 1930 г. в венесуэльской части НГО, промышленная нефтегазоносность установлена в 1943 г. НГО связана с Пре- дандийским передовым прогибом и склоном докембрийской Бразильской платформы; сводом Эль-Бауль она отделена на северо-востоке от Ори- нокской НГП, с востока ограничена Гвианским щитом, а на западе Сьерра-де-Мерида и Восточная Кордильера Колумбии отделяют ее от НГО Верхней и Средней Магдалены.

Вытянута с северо-востока на юго- запад на 850 км при ширине 450 км; площадь 250 тыс. км2; объем выполняющих пород 750 тыс. км9. Фундамент — метаморфизованные породы палеозоя и докембрийские образования Гвианского щита, на которых залегают породы палеозоя, мезозоя и кайнозоя; их макс, мощности соответственно 1500, 2200 и 6700 м. Максимум погружения НГО отмечается в районе зап складчатого борта (более 5000 м); здесь разделен-

ные субширотным приразломным поднятием обособляются две впадины, переходящие к востоку в единую поднимающуюся к Гвианскому щиту моноклиналь. Установлены разделенные перерывами литолого-стратиграфические комплексы: палеозойский (глинистые сланцы, песчаники, конгломераты), юрский (песчано-глинистые краснопветы), меловой (известняки, песчаники, глинистые сланцы), эоценовый (глины, песчаники, редкие прослои известняков, углей), олигоценовый (глины с прослоями песчаников), миоценовый (красноцветные глины, песчаники); четвертичные отложения — пески, рыхлые песчаники, конгломераты.

Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями мела и верхнего палеогена. Залежи пластовые сводовые, как правило, тектонически ограниченные, располагаются на глубинах 2100—3900 м. Крупных месторождений нет. Нефтяные месторождения Синко (1953 г.), Сильвестре (1948 г.), Ато (1961 г.), Силван (1949 г.) по запасам относятся к категории средних. В целом бассейн изучен слабо.

БАРИТ — минерал, BaSO<. Тв. 3—3,5. Пл. 4,5. В осадочных породах аутигенный акцессорий, реже встречается в виде конкреций. Используется при бурении скважин как утяжелитель глинистого раствора для предотвращения выбросов флюида из пластов с высоким давлением.

БАРЬЕР ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ— область пласта, характеризующаяся такими повышенными градиентами напора нисходящего потока воды, которые препятствуют движению нефти (газа) по восстанию пласта. Как правило, возрастание градиентов вызвано уменьшением проницаемости пласта. Б. г. обусловливает образование залежей нефти и газа гидродинамически экранированных.

БАССЕЙН ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЙ— резервуар подземных вод, приуроченный к отрицательным тектоническим структурам (обычно регионального и надрегионального порядков), выполненным осадочными горными породами, которые образуют водоносные горизонты и комплексы, содержащие напорные воды.

Б г. ограничиваются снизу, а часто и по периферии породами фундамента. На земной поверхности границу Б. г. проводят по его контакту с гидрогеологическим массивом.

По приуроченности к тектонотипам различают Б. г.: платформенные— крупные депрессии, свойственные платформенному чехлу; межгорные — малые и средние впадины в пределах геосинклинальных складчатых систем; срединные — участки осадочного чехла устойчивых срединных массивов геосинклинальных областей; краевые — крупные и глубокие проГибы в зоне сочленения платформы со складчатым обрамлением.

По форме геологического тела (резервуара) можно различать Б. г.: мульдо-, чаше-, каньоно-, грабенообразные и моноклинальные (артезианские склоны). Возраст Б.г. оценивается по возрасту складчатости, создавшей фундамент, или по возрасту пород, слагающих чехол. По характеру связи с соседними бассейнами выделяют Б. г. открытые, если граница со смежными бассейнами условная, и закрытые, если Б. г. со всех сторон изолированы гидрогеологическими массивами.

В пределах Б. г. выделяют области: питания и создания напора; распространения напора (стока); разгрузки (дренажа). Принято различать внешние и внутренние области питания. Внешние находятся за границами Б. г. в примыкающем к нему массиве трещинных вод. К внутренним относятся выходы водовмещающих пород в границах Б. г. Области разгрузки состоят из очагов разгрузки, естественных и искусственных. Часто границы Б. г. совпадают с границами нефтегазоносных бассейнов. Иногда Б. г. называют бассейном артезианским.

БАССЕЙН НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ (НГБ) — область устойчивого и длительного тектонического прогибания земной коры, геологическая эволю- пия которой обеспечивает генерацию углеводородов, их миграцию и аккумуляцию в промышленные скопления, а также их консервацию на длительные отрезки геологического времени. Подток УВ извне в запасах бассейна заметной роли не играет. Выделение НГБ в подвижных обла-

стях затруднений не вызывает, поскольку их очерчивают выходы на поверхность складчатых комплексов или комплексов основания (Венский, Ферганский НРБ и др). В платформенных и переходных областях, где осадочный слой занимает обширные территории, возникает необходимость выделять бассейны различных по крупности порядков (мегабассейны, бассейны, суббассейны) и разделяющие НРБ области относительного поднятия (положительные структуры и примыкающие к ним седловины, т. е. межбассейновые территории).

НРБ выступают в качестве основных очагов нефтегазообразования, а межбассейновые территории либо вообще не генерируют УВ, либо их роль в этом относительно невелика. Для аккумуляции же условия в межбассейновых областях благоприятнее, поскольку они, как региональные положительные структуры, вызывают миграцию в свои пределы. Это приводит к снижению уровня удельных запасов в прилегающих бассейнах и повышает концентрацию скоплений нефти и газа в межбассейновых областях (в 2—6 раз по сравнению с бассейнами). Однако в пределах платформ нередки межбассейновые территории, резко обедненные УВ из-за глубокой их эродиро- ванности (Анабарский, Цинциннатский НГБ и др ).

Примерами НГБ являются Мичиганский, Иллинойский, Балтийский; межбассейновых областей — Татарская, Сургутская, Бенд.

БАССЕЙН ОСАДОЧНЫЙ (осадочно- породный)— часть пространства литосферы, где накапливается в виде осадков, а затем существует в виде породных ассоциаций крупная линза осадочных горных пород, связанных единством места и тектонотипа. Первоначальными границами Б. о. являются контуры бассейна седиментации; затем, как правило, они сокращаются в процессе тектонического развития Б о формируются в результате стабильного погружения областей земной коры. Осадки, накапливающиеся в пределах Б. о., как правило, относятся к одной из групп фаций — мелководно-морских, прибрежно-морских, лагунных, континентальных и т. п.

Масштабы, характер строения, состав отложений, геометрические формы Б. о. определяются тектонотипом соответствующего участка земной коры и индивидуальными особенностями его развития. Могут.быть выделены, например, Б. о. синеклиз, пе- рикратонных, краевых, предгорных прогибов, авлакогенов, межгорных впадин и т. д. Отложения Б. о. накапливаются обычно на протяжении п-106 — П’108 лет и в современном плане представляют собой линзовидные тела осадочных горных пород площадью п • 103 — п • 106 км2. На земном шаре выделяется до 600 Б. о., треть из них — с установленной нефтегазоносностью. Все прочие Б. о. пока недоразведаны и относятся к числу потенциально нефтегазоносных. БАССЕЙН СЕДИМЕНТАЦИИ — водоем (речной, морской, озерный, океанический и т. д), в котором происходит или происходило в геологическом прошлом накопление осадков. БАССЕЙН СОЛЕРОДНЫЙ —область осаждения и накопления галогенных отложений вследствие гало- генеза хлоридной и сульфатной линий. Выделено 5 морфологических типов Б. с: 1) обширные краевые зоны эпиконтинентальных морей, 2) внутренние соленые моря, 3) морские заливы, глубоко врезающиеся в побережье, 4) лагуны, отделенные от моря песчаной пересыпью, 5) континентальные озера. Б. с. первых двух типов отличаются от других наибольшим площадным распространением соленакопления, часто завершающегося формированием промышленных месторождений калийных солей, и развитием соленакопления на фоне двух резко разных геодинами- ческих процессов эволюции континентальной коры: скучивания в поясах орогенеза и деструкции в зонах риф- тогенеза.

Б. с. подразделяются на 4 генетических типа: 1) собственно эвапоритовый — галогенез происходит в мелководных условиях вследствие постепенного повышения концентрации солей в водах бассейна при солнечном испарении, 2) десцендентно-эва- поритовый — соли осаждаются в мелководных условиях при солнечном испарении растворов, образовавшихся при выщелачивании более

древних соленосных толщ, 3) эксга- ляционио-эвапоритовый — галогенез осуществляется в мелководных условиях при солнечном испарении высокоминерализованных гидротерм хлоркальциевого типа, 4) эксгаляци- онно-осадочный — галогенез идет в глубоководных условиях вследствие смешения высокоминерализованных гидротерм с водами бассейна.

В пределах Б. с. могут формироваться 3 типа фациальных профилей: 1) симметричный (концентрический), когда происходит смена фаций менее растворимых солей (ангидрит, гипс) фациями более растворимых солей от краев бассейна к его центральной части; 2) асимметричный— смена фаций более растворимых солей фациями менее растворимых идет от центральной части Б. с. в одном направлении, обычно в сторону платформы, тогда как в сторону орогена галогенные осадки «разбавляются» морскими терригенными отложениями; 3) односторонний, когда постепенная смена фаций менее растворимых солей более растворимыми наблюдается от одного края Б. с. к его противоположному краю. Односторонний тип фациального профиля отражает избирательное выпадение солей по мере нарастания их концентрации в морской воде со стороны ее поступления в Б. с. в направлении к противоположной части бассейна (например, в лагуне Кара-Богаз-Гол и зал. Бокано-де-Виррила). Асимметричный тип фациального профиля характерен для Б. с. активной континентальной окраины; симметричный — для Б. с. пассивной континентальной окраины и для континентальных озер.

БАТИ АЛ Ь — батиметрическая область с глубинами от 200—500 до 2000—3000 м, к которой обычно приурочены континентальный склон и его подножие.

БАТИСИНЕКЛИЗА — см. синеклиза краевая.

БАФФИ НО-ЛАБРАДОРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ МЕГАПРОВИНЦИЯ — расположена на северо-востоке Сев.-Американского континента; охватывает моря Баффина и Лабрадор и прилегающие прибрежные части Канады и Гренландии. Промыш

ленная нефтегазоносность установлена в 1974 г. Приурочена к внутри- платформенной впадине Канадского щита простирания СЗ — ЮВ, размеры которой 1085X 800 км, площадь 2,635 млн. км2, объем осадочного выполнения 8,87 млн. км3. Этот объем слагается из пород кайнозойского и мезозойского возраста с общей макс, мощн. до 9 км и породами палеозоя, мощность которых достоверно не установлена. Возраст фундамента — байкальский и более древний, в юговосточной части, возможно, каледонский; глубины залегания до 10 км. В целом бассейн изучен недостаточно.

Нефтегазоносные толщи связаны с палеоген-неогеновыми и юрско-меловыми отложениями. Известны одиночные газовые и нефтяные месторождения. Продуктивные горизонты приурочены к песчаным коллекторам олигоцена — миоцена и к юрско-меловым образованиям. Поисковые работы ведутся и на юго-зап. побережье Гренландии, где перспективы нефтегазоносности оцениваются достаточно высоко. Нач. извл. ресурсы нефти 3040 млн. т, конденсата 300 млн. т, газа 2008 млрд, м3 (все в пределах акватории).

БАШКИРСКИЙ ЯРУС —распространен на Урале, на Русской платформе, в Донбассе, Средней Азии, Казахстане. Объединяет слои, ранее относившиеся в Зап. Европе к верхам намюрского и низам вестфальского ярусов. По современным представлениям является нижним ярусом среднего карбона. В наиболее полном разрезе (гипостратотипе) на р. Аскын (Горная Башкирия) имеет мощн. до 200 м и представлен известняками с прослоями доломитов и кремнистых известняков. Сходными породами сложен на всей территории Европейской части СССР. Охарактеризован аммоноидеями, бра- хиоподами, фораминиферами и флорой (в Донбассе). Промышленно нефтегазоносен в Башкирской и ^Удмуртской АССР, Пермской, Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской областях.

БЕЙДЕЛЛИТ — см. монтмориллониты.

БЕЛКИ (белковые вещества)—важнейшие компоненты живого веще-

ства, входящие в состав клеточной ткани и участвующие в процессах биосинтеза и регуляции (энзимы, некоторые гормоны). Наиболее высокое содержание Б. свойственно бактериям, зоопланктону и зообентосу (до 65 %). В химическом отношении Б. представляют собой высокомолекулярные продукты поликонденсаций (см. конденсация^ от 100 до 10 000 аминокислот. Такая поликонденсация приводит к образованию длинных полипептидных цепей, в которых отдельные фрагменты аминокислот соединены между собой специфическими пептидными связями —СО—NH—:

/1//^ ^о/1///^ ^СОNH СО ^снс ifан ,

I I I ■

RiRzR3 ,

Углеводородные радикалы \

ФРАГМЕНТ МОЛЕКУЛЫ БЕЛКА

Белковые цепи всех организмов составлены из одних и тех же 20 аминокислот, а все разнообразие Б. обусловлено разным порядком их соединения в пептидные цепи. Кроме простых Б. (протеинов), молекулы которых состоят только из полипептидных цепей, в живом веществе присутствуют сложные Б. (протеиды), содержащие кроме полипептид- ной цепи другие структурные элементы. .После смерти организмов под влиянием автолитических или бактериальных энзимов Б. быстро гидролизуются с образованием свободных аминокислот. Современные гипотезы отрицают сколько-нибудь существенное участие Б. или продуктов их деградации в нефтеобразо- вании.

БЕЛЬСКАЯ СВИТА—распространена в юж. части Сибирской платформы. Представлена чередованием известняков, доломитов и ангидритов. В нижней и верхней частях разреза — пласты каменной соли, входящие в состав нижнекембрийской региональной покрышки. Мощн. 250— 450 м. Фауна трилобитов и археоциат. Возраст ранний кембрий. К подошве свиты приурочен христофоров- ский, а к кровле — низы атовского

горизонта нефтегазоносных карбонатных коллекторов.

БЕНГАЛЬСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — расположена в сев.-вост. части п-ова Индостан и сев. части Бенгальского залива, включает вост, часть Индии, всю территорию Бангладеш и несколько островов, принадлежащих Бирме. В тектоническом отношении объединяет вост, склон Индостанской платформы, Бенгальский краевой прогиб и их подводные продолжения в Бенгальском заливе. Площадь 1,4 млн. км2, из них на сушу приходится 220, на шельф (до изобаты 500 м) 160 тыс. км2, остальное — на более глубоководную часть. Объем осадочного выполнения 9,6 млн. км3, из них на суше 1,3, на шельфе 1,4 млн. км3. Фундамент докембрийский. Мощн. осадочного чехла от 2 до 15 км, возможно, больше.

В разрезе осадочного чехла на суше выделяются три литолого-стратиграфических комплекса. Нижний — гондванский — комплекс, известный на склонах Индостанской платформы, представлен континентальными песчано-глинистыми отложениями с прослоями углей (пермь — нижний мел), мощн. 1000—1300 м. Местами он перекрыт раджмахаль- скими базальтовыми траппами мощн. до 500—600 м (юра — нижний мел). Верхнемеловой — палеогеновый комплекс, распространенный на большей части НГП, представлен карбонатнотерригенными морскими отложениями общ. мощн. до 1500 м. Для верхней части этого комплекса характерно присутствие известняков мощн. до 200 м, в том числе рифогенных (свита Силхет). В краевом прогибе наблюдается значительное возрастание мощности комплекса и увеличение роли глинистых толщ. Верхний — неогеновый — комплекс развит повсеместно и представлен прибрежноморскими и аллювиально-дельтовыми терригенными толщами общ. мощн. 5—8 км. Заканчивается разрез широко распространенным четвертичным аллювием мощн. до 250 м. Крупные региональные перерывы наблюдаются между нижним и средним палеозоем, между нижним и верхним мелом.

Вост, склон Индостанской платформы по поверхности фундамента

и эоценовым отложениям образует Зап.-Бенгальско-Богринскую моноклиналь. Глубина погружения фундамента до 5—б км. С востока моноклиналь ограничивается Калькут- та-Маймансингхской зоной разломов, которая по эоценовым и более молодым отложениям фиксируется как крупная ступень с амплитудой до 2 км, осложненная почти на всем протяжении сбросами. Бенгальский краевой прогиб имеет четко выраженные платформенный и складчатый борта. Крупной зоной разломов простирания СЗ — ЮВ платформенный борт по поверхности фундамента делится на два блока, в пределах которых в осадочном чехле намечаются крупные впадины сев.-вост простирания. Геофизическими работами в миоцен-плиоценовых отложениях выявлен ряд локальных поднятий овальной и изометрической формы различного размера. На складчатом борту Бенгальского прогиба выделяется серия узких длинных, обычно осложненных сбросами и надвигами складок, вытянутых параллельно складчатому сооружению Аракан-Йома. Ширина складок 5— 10 км, длина 30—70 км, амплитуда 0,5—3 км.

В бассейне выделяются три нефтегазоносных комплекса: миоценовый, олигоценовый и палеоцен-эоценовый. Миоценовый (серии Типам и Сурма, свиты Бхубан и Бока бил) характеризуется переслаиванием песчаных и глинистых толщ; коллекторы песчаные мощн. 30—60 м. С ними связаны все известные в бассейне газовые залежи и две нефтяные (Бадар- пур, Масимпур). Олигоценовый комплекс представлен чередованием глин, алевролитов, песчаников мощн. 300—3700 м. К ним приурочены нефтегазопроявления на складчатом борту краевого прогиба и на склоне платформы. Палеоцен-эоценовый комплекс вскрывается на склоне платформы и представлен песчаноглинистыми толщами свиты Копили и преимущественно известняками с песчано-глинистыми разностями свиты Силхет. В известняках предполагаются рифы. На островах Рамри и Чедуба (Бирма) с эоценовыми отложениями связаны мелкие, давно выработанные месторождения нефти,

Нефтематеринскими считаются глины мелового, палеоцен-эоценового и миоценового возраста. Коллекторы имеются во всех комплексах и представлены преимущественно песчаниками и алевролитами. В качестве региональных покрышек служат глины Среднего Бхубана (500—1000 м), средней части Верхнего Бхубана (400—750 м), Бокабилл (300—1000м) и гируджанские серии Типам (300 м).

Промышленная нефтегазоносность установлена в начале XX столетия, когда в сев -вост, и юго-вост, частях складчатого борта были открыты мелкие нефтяные месторождения (на территории Индии и Бирмы). Первое газовое месторождение Силхет открыто в 1955 г. в сев -вост, части бассейна (Бангладеш). На 1 января 1984 г. выявлено 6 нефтяных и 16 газовых месторождений, в том числе одно газовое на шельфе. Все они расположены в Бенгальском краевом прогибе. Нефтяные месторождения мелкие, давно выработанные или непромышленные. Газовые месторождения по запасам варьируют от 1 до 68 млрд. м3. Залежи находятся в отложениях свит Бока- бил и Верхний Бхубан (нижний — средний миоцен) на глубинах 508— 3400 м. Содержание метана в газах 94—98,5 %. Наиболее крупное месторождение — Титас.

Типы залежей пластовые сводовые, тектонически экранированные, комбинированные. Потенциальные геол, ресурсы на суше и шельфе 1,1 млрд, т нефти и 2,7 трлн, м3 газа. Разведано 0,6 млн. т нефти и 211—225 млн. м3 газа.

БЕНЗИН ГАЗОВЫЙ —жидкие УВ, выделяемые из нефтяных попутных газов От обычных нефтяных бензинов Б. г. отличается более низкой температурой выкипания. Б. г состоит в основном из низших алканов от пропана до октана включительно (С3Н8-С8Н|8). '

БЕНЗИН ПРЯМОГОННЫЙ — продукт прямой перегонки нефти, выкипающий от 30 до 205 °C. Пл не более 0,750. Содержание Б. в нефтях различное — от 0 до 30 % и более. Газовые конденсаты иногда почти полностью состоят из них Б представляют собой сложную смесь УВ

С3 — Сц, главным образом алканов и цикланов, соотношение между которыми варьирует в широких пределах. Содержание аренов обычно не превышает 10 %; исключением является Б из нефти Верхнечусовского месторождения (Волго-Уральская провинция), содержащий от 30 до 50 % аренов. Наибольшие количества пикланов содержит Б. из нефтей, залегающих в палеоген-неогеновых отложениях (Азербайджан, Сахалин) Б из нефтей, залегающих в отложениях раные-среднепалеозой- ского возраста, состоит преимущественно из алканов (Волго-Уральская провинция).

Б. — наиболее изученная фракция нефти Методы газожидкостной хроматографии позволяют почти полностью определять его индивидуальный состав. В Б обнаружено более 200 индивидуальных УВ. Некоторые соотношения между ними используются как показатели фазовых превращений нефти и степени ката- генного преобразования генерировавшего ее органического вещества горных пород. В отличие от прямогонных, Б. крекинга, сланцевые, синтетические и др. могут содержать алкены, для удаления которых используются специальные приемы очистки.

Б. используются преимущественно как карбюраторное топливо и растворители. Качество Б. существенно зависит от их состава. Наибольшую ценность в качестве моторного топлива имеют Б. с высоким содержанием изоалканов и цикланов, получаемые главным образом путем прямой перегонки или переработки тяжелых нефтей с низким содержанием Б

БЕНЗОЛ — простейший арен С6Нб. По физическим свойствам Б. — подвижная бесцветная жидкость; токсичен, ТКип = 80,1°С; Тпл=5,52°С; показатель преломления п^ = = 1,5011; пл. dj0 = 0,879. Взрывоопасные концентрации Б. в воздухе 1,5— 8 об %. Б один из наиболее растворимых в воде УВ (при 20 °C 70 мг/100 г воды). В присутствии ОВ типа солей жирных и нафтеновых кислот количество растворенного в воде Б существенно возрастает В пластовых водах продук-

тивных горизонтов обычно содержится в несколько раз больше Б. (до п мг/л), чем в пластовых водах непродуктивных горизонтов. В нефти содержание Б. обычно ниже содержания его ближайших гомологов — толуола и ксилолов

Б. — один из наиболее важных видов сырья для нефтехимического синтеза; используется в производстве пластмасс, каучуков, синтетических волокон и т д. Кроме того, Б. является одним из наиболее применяемых органических растворителей как в промышленности, так и в лабораторной практике. В битуминологии Б. и его смеси с другими растворителями, чаще всего с этиловым спиртом в соотношении 1 : 1 (спир- тобензольная смесь), используются для фракционирования ОВ горных пород методами экстракции и хроматографии.

БЕНТАЛЬ — дно водоема (океана, моря, озера) и придонный слой воды, рассматриваемые как среда обитания организмов (бентоса).

БЕНТОНИТ — монтмориллонитовая глина с резко выраженными сорбционными свойствами; щелочные разности — также с высокими пластичностью и набухаемостью. Кроме монтмориллонита, в Б присутствуют другие глинистые минералы, цеолиты, кристобалит и т. д. Крупные месторождения Б. образуются в основном при диагенетических изменениях вулканических пеплов и туфов в водных бассейнах. Местные названия Б. — аскинит, гиляби, гумбрин, кил БЕНТОС — организмы, населяющие дно водоема и придонный слой воды. Различают Б сидячий (прикрепленные, свободно лежащие, зарывающиеся и порхающие в осадке организмы) и блуждающий (подвижный), который включает организмы, свободно передвигающиеся по дну или в придонном слое воды. К сидячему Б. относятся водоросли и травы, кишечнополостные, мшанки, брахиоподы, многие двустворки, большинство морских лилий и др.; к подвижному Б — некоторые двустворки, гастроподы, черви, ракообразные, морские ежи, морские звезды и др. Личинки многих бентосных организмов ведут планктонный или псевдопланктонный образ жизни.

БЕРГЕИНСКАЯ СВИТА — распространена в Зап. Приверхоянье и низовьях р. Вилюй. Представлена песчаниками с пачками алевролитов, аргиллитов и пластами угля мощи 2—10 м. Мощи, свиты 400—450 м. Охарактеризована флористическими остатками и спорово-пыльцевыми комплексами. Слагает верхнюю часть верхнеюрской угленосной серии. Является локальной покрышкой для верхнеюрских залежей га-

БЕРЕЗОВСКАЯ СВИТА — распространена на западе и северо-западе Зап. Сибири. Сложена опоковидны- ми глинами и опоками, которые в верхней части разреза постепенно замещаются серыми и зеленовато-серыми глинами. Мощн. 80—220 м. Охарактеризована двустворками, фо- раминиферами, радиоляриями, диатомеями. Возраст поздний турон— кампан. Промышленно газоносна в Березовском районе.

БЕРМУДЕС ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— расположено на юге Мексики; приурочено к крупному поднятию, расчлененному разрывами на ряд блоков (Самариа, Кун- дуакан, Сериде и др.). Общ. площадь месторождения 150 км2. Осн. запасы приурочены к высокопористым трещиноватым известнякам мелового возраста мощн. до 450 м, залегающим на глубинах более 4100 м. Нефтеносны также среднемиоценовые отложения на глубине около 1800 м. Доказанные запасы нефти около 900 млн. т, газа 500 млрд. м3. Пл. нефти 0,884—0,871, содержание серы до 1,5 %. Годовая добыча 25,5 млн. т (1981 г.).

БЕРРИ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— находится в Саудовской Аравии на берегу Персидского залива в пределах Центральноаравийской гемиантеклизы, к северу от месторождения Гавар; приурочено к брахиантиклинали (6-?-14)Х40 км. Открыто в 1964 г. Запасы приурочены к известнякам свиты Араб, залегающим на глубине 2200—2300 м. Залежь сводовая массивная. Нач извл. запасы нефти 1600 млн т., растворенного газа 78 млрд. м3. Пл нефти 0,835. Макс, годовая добыча 39,2 млн. т (1976 г.).

БЕМИТ — см. боксит.

БИБИ-ХАКИМЕ ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ —см. Асмарий- ская группа газонефтяных месторождений.

БИБИЭЙБАТСКОЕ ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — нахо- дится в юго-зап. приморской части Апшеронского полуострова на юговост. погружении Большого Кавказа. Является одним из первых месторождений, вступивших в эксплуатацию в прошлом столетии. Первая нефтяная скважина была пробурена в 1848 г. Месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке (7 4- 10)Х(3 4- 4) км. Газонефтеносными являются отложения продуктивной толики (плиоцен) общ. мошн. 1700—1800 м Ее разрез здесь отличается от разреза вост. Апшерона повышенной глинистостью. Бра- хиантиклинальная складка сев.-зап. простирания имеет пологое (25—30°) сев.-вост. и относительно более крутое юго-зап. крылья. В присводовой части сев.-вост. крыла кирмакинская свита трансгрессивно залегает на размытой поверхности верхнемиоценовых отложений. Складка осложнена серией поперечных и продольных нарушений.

Промышленные залежи г нефти и газа выявлены во всех свитах продуктивной толщи (от подкирмакин- ской до верхов сураханской). Залежи нефти, как правило, занимают сводовую часть складки, но начиная от надкирмакинской песчаной свиты заметно отодвигаются к крыльям, а на своде располагаются газовые шапки. Пл. нефтей увеличивается со стратиграфической глубиной от 0,840—0,860 в сураханской свите до 0,875—0,900 в подкирмакинской. Контуры нефтеносности, как правило, следуют изогипсам структурных карт. Несколько различаются контуры нефтеносности подкирмакинской и надкирмакинской свит. Перспективы поисков нефти и газа связаны с подстилающими миоценовыми отложениями, в которых в единичных скважинах отмечены газопроявления. БИВЕРХИЛЛ-ЛЕЙК ФОРМАЦИЯ (свита)—распространена в Зап. Канаде. Представлена глинами, глинистыми обломочными известняками. Мощн. 100—150 м. Относится к среднему или к низам верхнего девона.

Промышленно нефтеносна. Продуктивные горизонты известняков имеют мощн. 10—40 м.

БИГ-ГОРН НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (Биг-Хорн)—расположена в штатах Вайоминг и Монтана (США) между хр. Абсарока на западе, горами Оул-Крик на юге и хребтами Биг-Горн и Прайор на северо- западе. Освоение ее нефтегазовых ресурсов началось в 1906 г. НГО представляет собой межгорную овальную впадину в пределах эпиплатформен- ного орогена Скалистых гор с длинной осью, ориентированной в сев.- зап. направлении. Размеры бассейна: 192X 145 км, площадь 30 тыс. км2. Бассейн выполнен осадочными породами, общ. объем которых 108 тыс. км3. Они подстилаются докембрийским кристаллическим фундаментом, глубоко погруженным (до 6 км) в средней части бассейна и выступающим на поверхность в окружающих горах, достигающих высоты 3 км. На западе впадина осложнена надвигом (с запада на восток) более древних пород на молодые.

Осадочная толща представлена отложениями палеозоя от кембрия до перми, за исключением силура, общ. макс. мощн. 1,3 км; мезозоя мощн до 3,6 км; кайнозоя мощн. до 4,5 км. В течение палеозоя и мезозоя отложения в вост, части бассейна накапливались в условиях платформы, преимущественно в морской обстановке. С поздним мезозоем — ранним кайнозоем связаны горообразование, складчатость, разрывные нарушения и вулканизм. Они привели к возникновению на месте бассейна Биг-Гор и крупной межгорной тектонической впадилы. Позже здесь накапливались континентальные палео- ген-неогеновые отложения и шла эрозия горных хребтов. В зап. части бассейна в кайнозойской толще большую роль играют вулканогенные осадки. Мезозойские и кайнозойские толщи представлены в основном терригенными отложениями. В палеозое преобладают доломиты и известняки, которые составляют 60— 70 % мощности его разреза.

Для бассейна характерны высокоамплитудные антиклинальные структуры, вытянутые, как и осевая линия бассейна, в сев -зап. направле-

нии. Они нередко осложнены разрывами. К антиклиналям приурочено большинство выявленных месторождений нефти и газа. Скопления газа связаны с многочисленными горизонтами разного возраста — от кембрия до палеогена. Наиболее богатыми являются песчаники и известняки Пенсильвания (свиты Тенелип и Амсден), верхнепермские известняки (свита Фосфория), доломиты и известняки миссисипия (свита Мадисон). Продуктивны также триасовые, юрские и меловые песчаные коллекторы, наиболее богаты верхнемеловые горизонты (свиты Лане, Ме- саверд, Фронтьер и Грейбулл). Им свойственны залежи: сводовые пластовые, литологически и тектонически ограниченные, массивные. Кроме того, имеются скопления нефти в литологических ловушках. Они приурочены к погружению структурных носов и связаны со свитой Фосфория.

В бассейне выявлено 150 месторождений нефти и 30 газа. Нач. запасы нефти 350 млн. т, газа 150 млрд. м3. На 1980 г. добыто 238 млн. т нефти и ПО млрд, м3 газа. К крупным относится одно месторождение — Элк-Бейсин, к средним—14. Месторождения группируется во внешней периферической полосе бассейна, где продуктивные пласты находятся на небольших глубинах. Перспективы поисков нефти связаны с геологической разведкой более глубоких горизонтов бассейна и его внутренних слабо изученных частей. Предполагается, что ловушки будут обнаружены под молодыми пирокластическими породами и под надвиговым покровом на западном борту бассейна.

БИЙСКИЙ ГОРИЗОНТ — распространен на зап. склоне Урала и востоке Русской платформы. На Урале представлен известняками, иногда доломитизированными, с подчиненными прослоями доломитов (бийская свита, мощн. до 90 м); в Волго-Уральской области — известняками, мергелями и глинами; в Тимано- Печорской провинции — также гли- нисто-карбонатными породами, иногда с пластами песчаников. Мощн. до 145 м. Фауна мшанок, кораллов, остракод. Возраст средний девон,

конец позднего Эйфеля. Промышленно нефтегазоносен в Тимано-Печор- ской провинции.

БИОГЕННЫЙ — образовавшийся в процессе жизнедеятельности организмов. Не следует путать с понятием органогенный.

БИОГЕОЦЕНОЗ — см. экосистема.

БИОГЕРМ — органогенная постройка, не достигшая уровня моря и не влияющая на распределение осадков вокруг нее, т. е. начальная стадия роста рифа. Размеры Б. достигают десятков и сотен метров по вертикали и нескольких км по горизонтали. Форма куполо-, штокообразная, линзовидная. Породообразующими организмами являются в основном археоциаты, водоросли, мшанки, кораллы и др. Б. обладают высокой первичной пористостью (межформенной, межзерновой) и нередко являются хорошими коллекторами.

БИОДЕГРАДАЦИЯ НЕФТИ —преобразование нефти микроорганизмами. Процесс Б. и. протекает в водной среде на границе нефть — вода в аэробных условиях. Возможность Б. н. в анаэробных условиях не доказана. Основными условиями Б. н. являются интенсивный водообмен, наличие трещиноватости, благоприятная пластовая температура (оптимум 20—35 °C) и умеренная минерализация вод (до 40—60 г/л). В процессе Б. н. наиболее интенсивно разрушаются алканы с неразветвлен- ной (я-алкалны) и слабо разветвленной цепью углеродных атомов. Цикланы разрушаются бактериями только в присутствии алканов или других хорошо ими усваиваемых источников углерода (соокисление). Арены наиболее устойчивы к бактериальному окислению. Бактериальному разрушению подвергаются в первую очередь УВ средних и высших фракций нефти; УВ легких фракций (бензины) более устойчивы к Б. н.

Среди гетероатомных соединений нефти бактериальному разрушению сравнительно легко подвергаются некоторые азотистые соединения Б. н. приводит к появлению в составе нефтяных смол ряда новообразованных соединений, преимущественно кислородсодержащих (алифатических эфиров, нафтеновых кислот, кетонов). Высказывается предполо

жение о возможности новообразования в результате Б. н. некоторых азотистых соединений, в частности порфиринов. В приповерхностных частях разреза процессу Б. н. сопутствуют испарение легких фракций, растворение и химическое окисление части аренов. Весь комплекс этих процессов приводит к увеличению плотности нефти, повышению содержания в ней асфальтово-смолистых веществ, уменьшению содержания легких фракций, к относительному накоплению цикланов (вплоть до преобразования алкановых нефтей в циклановые).

БИОЗОНА—1. Полный стратиграфии ческий интервал распространения в разрезе какого-либо таксона древних животных или растений. Вследствие различия стратиграфических диапазонов видовых и особенно надвидовых таксонов в отдельных бассейнах Б. редко используются в практической стратиграфии. Значительно шире практикуется выделение частных Б. — стратиграфических интервалов распространения таксонов в определенном регионе (см. зона распространения). 2. Неверно употребляемый синоним термина «биостра- тиграфическая зона».

БИОЛИТЫ — горные породы, реже минералы, образованные в результате жизнедеятельности животных или растений: диатомиты, ракушня- ки, глубоководные илы (глобигери- новые, радиоляриевые, диатомовые), угли и др

БИОМАССА—1. В общей биологии — общая масса живых организмов (растительных и животных), составляющих биосферу или какой- либо биоценоз. Выражается в единицах сырой или сухой массы, иногда в единицах энергетического эквивалента (в джоулях). 2. В гидробиологии — общая масса живых организмов, приходящаяся на 1 м3 воды или‘на 1 м2 дна. Измеряется либо общей массой организмов, либо только массой мягкого тела (исключается масса наружного скелета).

БИОНТ — отдельно взятый организм или группа организмов, самостоятельно существующие в определенном биотопе. Есть аэро-, гидро-, гео- бионты и паразиты (организмы, живущие в других организмах). По

степени биологической пластичности различают эвриобионты — способные существовать в относительно разнообразных условиях, и стенобион- ты — живущие в строго определенных узких условиях. Так, многие двустворчатые моллюски и острако- ды выдерживают значительные колебания солености водной среды, а белемниты и аммониты могут существовать только в условиях нормальной солености.

БИОСТЕЛЛ — рифообразное, круто воздымающееся на дне бассейна тело, состоящее из остатков организмов с карбонатным скелетом. Б. образуется из отдельных биостромов, расположенных друг над другом. Внешне мало отличается от рифа

БИОСТРОМ —линзо- или пластообразное тело, сложенное остатками организмов с карбонатным скелетом, но не образующее, в отличие от биогермов, значительных возвышений. По своей мощности Б. незначительно отличается от слоя, в котором формируется. Б. может протягиваться в виде гряд или линз на значительные расстояния; нередко является хорошим коллектором.

БИОСФЕРА — сложная оболочка Земли, включающая в себя всю гидросферу и те области тропосферы и литосферы, в которых постоянно или временно (периодически или эпизодически) протекает жизненный цикл тех или иных организмов. Общая масса живого вещества Земли п-1018 г, что соответствует его плотности на единицу поверхности около 1 г/см2. Плотность биологически активного вещества (без деревьев, характеризующихся очень низкой скоростью метаболизма) не превышает ОД г/см2.

В пределах Б выделяют пленки сгущения жизни — на суше это наземная расти 1елыюсть, прежде всего леса, составляющие основную биомассу Земли, в морях и озерах это в основном верхний слой, населенный планктоном, а также подводные водорослевые луга на мелководье. В осадочном слое земной коры содержится такое количество углерода, которое соответствует 245-I021 г СО2. Большая часть углерода заключена в земной коре континентов. Около

0,2 этого количества составляет Сорг. Из общ массы СОрг 12,5-1021 г кора континентов содержит 9,2-1021 г

Общ. биомасса для континентов равна 3*1018 г, в том числе биомасса наземных растений 2-Ю18 г, или 0,83-1018 г Сорг. Общ. продуктивность естественного растительного покрова (в виде сухого ОВ) на суше составляет 141,1-1015 г, а ср. продуктивность на единицу поверхности 0,095 г/см2. Продуктивность растений в открытом океане существенно ограничена недостатком необходимых минеральных соединений (N, Р и др.). Общ. продуктивность океанов 55-1015 г/год, что соответствует 0,015 (г/см2)/год. Годовая продуктивность для земного шара в целом равна 200*1015 г, или 0,04 г/см2. При таком уровне продуктивности на создание О В ежегодно расходуется 300-1015 г СО2, т. е. более 10 % количества СО2, содержащегося в атмосфере.

Время одного цикла круговорота СО2 составляет около 10 лет. В результате фотосинтеза ежегодно образуется 2-Ю17 г сухого ОВ; из них 0,75 дает растительность континентов и около 0,25 — океана. В осадках континентов и океанов ежегодно отлагается 5,8-1014 г Сорг, или 0,8 % его годовой продукции, но доля за- хороняющегося в литосфере ОВ находится на уровне 0,02 %. Повышенным коэффициентом фоссилизации характеризуются болота, озера и шельфы; на остальных 93 % земной поверхности углеродный цикл близок к идеальному.

Согласно осадочно-миграционной гипотезе образование нефти, природного газа, горючих сланцев и углей начинается в Б., но завершается в более глубоких зонах осадочной оболочки.

БИОТА — совокупность животных и растительных организмов (органический мир) какого-либо участка моря, суши или всей Земли в определенное время.

БИОТИТ —минерал, К (Mg, Fe)3- • [AlSi3O10] (ОН, F)2 Тв. 2,5—3. Пл. 2,7—3,3 Породообразующий минерал многих метаморфических и некоторых изверженных пород. В осадочных породах аллотигенный, обычен как примесь, но иногда его со-

держание достигает п— 10п %. При вторичных изменениях песчаных пород интенсивно преобразуется в хлоритовый или гидрослюдистый цемент, что ухудшает их коллекторские свойства. В ходе этого процесса освобождается много калия, играющего важную роль при некоторых эпигенетических реакциях, в частности при гидрослюдизации монтмориллонита.

БИОТОП — среда, в которой обитает определенный вид животных и растений или их определенная ассоциация. Например, для фауны коралловых рифов Б. — это мелководное хорошо прогреваемое море нормальной солености; для ламинариевых водорослей — нижняя часть литорали. БИОФАЦИЯ —1. Биотоп или ряд биотопов, объединенных некоторой общностью систематического состава населяющих их организмов и общностью условий существования организмов, что позволяет отличать их от других групп биотопов. 2. Органическая составляющая какой-либо фации.

БИОХОРИЯ — подразделение биогеографического районирования: пояс, область, провинция, район, участок и т. д. В палеобиогеографии Б. именуются палеобиохориями. Различают зоохории и фитохории и соответственно при анализе биот прошлого — палеозоохории и палеофитохории.

БИОЦЕНОЗ (ценоз)—комплекс организмов, населяющих какой-либо участок суши или водоема (биотоп) и находящихся в определенных взаимоотношениях между собой и с окружающей абиотической средой. БИТОВНИТ — см. плагиоклазы.

БИТУМ —- термин,употребляемый

в разных значениях, но всегда включающий признаки родства или хотя бы внешнего сходства с нефтью или с ее производными. В настоящее время в литературе термин Б. применяется в трех принципиально разных понятиях. 1. Понятие генетическое, включающее каустобиолиты нефтяного и нафтоидного рядов. Обязательной чертой Б. является эпиге- нетичность по отношению к вмещающей породе (т. е миграционная природа скопления), растворимость не принадлежит к обязательным при

знакам. 2. Понятие аналитическое, охватывающее сумму природных органических веществ, извлекаемых из породы или современных осадков принятыми в битуминологической практике растворителями (хлороформом, бензолом и др.). Обязательным признаком является растворимость, генетическое отношение к породе может быть различным. 3. Понятие техническое, включающее природные асфальты, продукты переработки нефти, дегти, пеки и др., используемые в качестве технического сырья Определяющим признаком являются только технические свойства независимо от происхождения Б.

Указанная неоднородность термина удовлетворительно устраняется с помощью следующей системы наименований: 1) генетическое понятие — битум; 2) аналитическое понятие — битумоид; 3) техническое понятие — технобитум. В качестве общего наименования для всех категорий целесообразно принять термин «битуминозные вещества»

Таким образом, под термином «битум» следует понимать нефть и всю совокупность родственных ей веществ, от газообразных (нефтяные газы) до твердых (вплоть до высших антраксолитов); другими словами, все нафтиды, нафтоидо-наф- тиды и собственно нафтоиды.

Вязкие, вязкопластичные и твердые битумы различной природы могут служить сырьем для получения синтетических топлив; они содержат высокие концентрации V, Ni, U, Ge, Sc и др. металлов, используются в дорожном и др. строительстве, в лакокрасочной, электротехнической, химической и др. промышленности. Для обозначения всей этой группы органических полезных ископаемых используется термин «битумы природные» по аналогии с близкими по составу и техническим свойствам «битумами искусственными» (технобитумами), которые получаются при переработке нефти Таким образом, в понятие «битумы природные», в отличие от понятия «битум», не включаются жидкие Б. (собственно нефти и конденсаты) и газообразные Б (нефтяные газы)

Запасы природных битумов в мире весьма велики; только по двум

крупнейшим месторождениям Канады (нижний мел) и Венесуэлы (палеоген — неоген) они оцениваются в 215 млрд. т.

БИТУМИНИЗАЦИЯ — допускаемый некоторыми исследователями гипотетический процесс превращения захороненного сапропелевого ОВ, протекающий на стадии диагенеза в восстановительных условиях и приводящий якобы к интенсивному новообразованию битуминозных веществ в осадке. Б. противопоставляется гумификации — процессу преобразования остатков высших растений, протекающему при окислительном режиме в диагенезе. В действительности преобразование как гумусового, так и сапропелевого ОВ осуществляется по принципиально единой схеме, причем ОВ выступает только в качестве восстановителя.

БИТУМИНИТ — 1. Мацералы лейпти- нитовой группы, не имеющие собственной формы. 2. Различимый под микроскопом отвердевший паравтох- тонный битумоид. Термин излишний, поскольку объединяет генетически разнородные объекты под одним наименованием.

БИТУМИНОЗНЫЙ —1. Обладающий характером битума Например, природные Б. вещества охватывают битумы и битумоиды. 2 Содержащий битум Так, Б. породы—это породы, пропитанные нефтью или иными битумами или содержащие значительное количество включений битумов. Неудачно применение термина Б к породам с сапропелитовым ОВ (например, к горючим сланцам) и особенно к каменным углям, как это принято в Англии и США (с приставками суб-, мета-, семи- и пара-, соответствующими разным стадиям углефикации).

БИТУМОГЕН — сингенетичная породе категория битуминозных веществ, извлекаемых хлороформом и другими аналогичными растворителями. Малоупотребительный синоним термина синбитумонд (см битумоиды) БИТУМОИДЫ — вещества, извлекаемые из горной породы органическими растворителями (хлороформом, ССЦ, бензином, спиртобензолом и т д) Различают три аналитиче- ски^ типа Б* 1) битумоид А — извлекаемый из горной породы без

предварительной ее обработки соляной кислотой; 2) битумоид В—извлекаемый обычно из углей в условиях высокого давления после предварительного извлечения битумоида А; 3) битумоид С — присутствующий в горной породе в более прочно связанном с ней состоянии и извлекаемый после предварительного удаления из породы битумоида А и ее обработки соляной кислотой. Поскольку применение разных растворителей приводит в общем случае к неодинаковому выходу и неодинаковому составу Б., целесообразно всегда указывать, с помощью какого именно растворителя производилось его извлечение (например, хлороформенный Б, спиртобензоль- ный Б. и т. д.).

В битуминологических лабораториях СССР обычно практикуется определение содержания хлороформенного Б, являющегося наиболее нейтральной обогащенной УВ частью РОВ. Часто вычисляется отношение выходов хлороформенного и спирто- бензольного экстрактов для характеристики степени нейтральности рассеянного в породах Б. В процессе исследований нефтегазоматеринских свит и условий формирования месторождений нефти и газа хлороформенные Б подвергаются особенно тщательному изучению. Среди них выделяются несколько генетических типов.

Сингенетичные Б. (СБ) —фракция сингенетичного породе рассеянного ОВ; состав и содержание этой фракции обусловлены генетическим типом и уровнем катагенетической преобразованности РОВ. Органическое вещество, содержащее в своем составе лишь СБ, не затронуто-глубоко процессами нефтеобразования, а свиты с таким РОВ относятся к разряду нефтенематеринских.

Паравтохтонные Б. (ПБ) —подвижная часть СБ, оторвавшаяся от первичного органического комплекса и претерпевшая незначительное перемещение в пределах материнской для нее породы, достаточное для того, чтобы потерять право именоваться синбитумоидом, но недостаточное для признания ее эпи- битумоидом. ПБ характеризуются большей нейтральностью состава по сравнению с СБ Появление ПБ в

породах знаменует собой наиболее ранний этап обособления микронефти, а свиты, сложенные породами, содержащими ПБ, относятся к разрезу нефтематеринских.

Остаточные Б. (ОБ) —те сингенетичные Б., которые вследствие первичной миграции утратили наиболее подвижные в данных геологических условиях компоненты, т. е. микронефть. От нормальных СБ, находящихся в этих же условиях, их отличают повышенное содержание кислорода, азота, серы при заниженном содержании углерода и водорода, преобладание асфальтово- смолистых веществ над маслами, которые обогащены неуглеводородными компонентами. Заметно уменьшено и общее количество ОБ по сравнению с содержанием СБ, которое свойственно РОВ такого же генетического класса и той же степени катагенеза. Присутствие в органическом веществе ОБ характеризует нефтепроизводящие свиты.

Эпигенетичные Б. (ЭБ) —легкая масляная часть, отделившаяся от СБ и переместившаяся за пределы материнского для нее пласта. Иногда это чистые УВ, но чаще соединения, близкие по элементному и групповому составу к нефти (т. е. микронефть). В осадочных породах, как правило, ЭБ встречаются в чистом виде лишь в кавернах и крупных пустотах. Почти чистыми ЭБ могут быть только в некоторых терригенных и хемогенных породах, где сингенетичного РОВ очень мало. В остальных случаях ЭБ находятся в смеси с СБ

Эпигенетичные остаточные Б. (ЭОБ) —часть эпигенетичного биту- моида, которая сорбировалась породой в процессе миграции ЭБ по пласту. Типичным для ЭОБ является относительно низкое содержание углерода (75—78 %) и высокое водорода (11—12%). По составу ЭОБ более всего сходны с бензольными фракциями мальт. ЭОБ локализованы лишь в тех участках пластов, по которым происходила миграция, что позволяет определить ее направление и опенить масштабы.

Миктобитумоиды (МБ), или смешанные, — Б, образующиеся путем смешения СБ и ЭБ и обладающие

промежуточными характеристиками БИТУМОЛИТЫ — массивные или тонкослоистые осадочные породы, содержащие ОВ, дающее при сухой перегонке битумоподобные продукты. Термин предложен взамен названия «горючие сланцы», поскольку они далеко не всегда обладают сланцеватостью. Термин едва ли удачен, так как, лингвистически отвечая обозначению «битуминозная порода», не соответствует этому понятию по существу (см. битуминозный).

БИТУМЫ АСФАЛЬТОВЫЕ — группа природных битумов, в составе которых преобладают асфальтовосмолистые компоненты или их производные (карбены, карбоиды). К Б. а. относятся классы мальт, асфальтов, асфальтитов, керитов, антраксолитов, оксикеритов, гуминоке- ритов.

БИФЕНИЛ (дифенил)—бициклический арен C]2Hio, состоящий из двух неконденсированных ареновых циклов:

Ткип = 255,6 °C; Тпл = 69,0°С. Бифенил и его гомологи в весьма небольших количествах обнаружены в нефти.

БИФУРКАЦИЯ — разделение русла или долины реки на две ветви, которые в дальнейшем не сливаются; Б. обычно является показателем новейших поднятий данного участка долины.

БИШОФИТ — минерал, MgCl2-6H2O. Тв. 1—2. Пл. 1,60. В осадочных породах аутигенный, на высокой фазе галогенеза образует мономинераль- ные пласты, которые входят в состав соленосных толщ.

БЛАНКО-МЕСАВЕРДЕ ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ (Бланко-Бей- син) — находится в США, в центральной наиболее погруженной части впадины Сан-Хуан, осложняющей эпиплатформенный ороген Ска-

листых гор Открыто в 1927 г. Один из немногих известных случаев газового скопления в синклинальном залегании. Ловушка 102 X 54 км, площадь 2553 км2, занимающая наиболее прогнутую часть впадины Сан- Хуан, является литологически экранированной. Основные продуктивные горизонты: свиты Клиф-Хаус, Пойнт- Локаут (глубина 1350—1950 м) и Пикчад-Клиффс (глубина 540—1050 м) позднемелового возраста — в югозап. направлении замещаются слабопроницаемыми песчаниками, а на севере и северо-востоке — глинами Нач. извл. запасы газа 425 млрд. м3. Состав газа (%): СН4 88—96; гомологи метана 3—11; N2 1,5. Добыча в 1974 г. составляла 17 млрд. м3. БОБРИКОВСКИЙ ГОРИЗОНТ — распространен на Русской платформе. Представлен песками, песчаниками, алевролитами, глинами, иногда с пластами угля. Мощи, от 30—100 до 250 м. Охарактеризован споровопыльцевым комплексом. Возраст средний визе(начало яснополянского времени). Промышленно нефтегазоносен в Татарской и Башкирской АССР, Пермской, Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской областях. БОВАНЕНКОВСКОЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ месторождение— расположено на п-ове Ямал. Открыто в 1971 г. Приурочено к брахиантиклинальной складке сев - вост, простирания, имеющей размеры по кровле сеномана 35X15 км и амплитуду более 100 м. Расположено в центральной части Нурминско- го мегавала. На месторождении открыто 2 газовые залежи в сеноманских и альбских отложениях и 14 газоконденсатных залежей в нижнемеловых и юрских отложениях. Сеноманские продуктивные отложения (покурская свита) залегают на глубине 528—700 м; эф. газонасыщенная мощи. 5G м, пористость песчаников 20 %. Мощи, турон-палеогеновой глинистой покрышки до 300 м. Абсолютно свободный дебит газа 600— 2100 тыс. м3/сут. Нач. пластовое давление 6,8 МПа, пластовая температура 20 °C. Залежь массивная высотой 150 м

Газовая сводовая залежь в альбских отложениях (ханты-^ансийская свита) расположена на глубине

1350 м. Абсолютно свободный дебит газа 2000 тыс. м3/сут, содержание конденсата в газе незначительное, пластовая температура 31,5 °C. Газоконденсатные залежи в верхнего- терив-аптских отложениях танопчин- ской свиты располагаются на глубинах 1500—2100 М (одна из газоконденсатных залежей приурочена к верхам нижележащей ахской свиты берриас-раннеготеривского возраста). Абсолютно свободный дебит газа 500—5100 тыс. м3/сут. Нач. пластовое давление 15—22 МПа (местами аномально высокое), пластовая температура 53—69 °C. В юре в условиях АВПД открыто 4 газоконденсатные залежи, в том числе 2 с нефтяной оторочкой.

БОГХЕД — уголь класса собственно сапропелитов. Характеризуется преобладанием водорослей различной степени сохранности и различной величины с незначительным участием гелифицированной основной массы; почти полным отсутствием оболочек спор, фрагментов кутикулы и гели- фицированных и фюзенизированных микрокомпонентов, сохранивших структуру. В СССР известен в Подмосковном и Иркутском бассейнах, Оленёкском, Нордвикском, Зырянском районах и в др. месторождениях.

БОКАБИЛЛ ФОРМАЦИЯ —распространена в Бенгальском бассейне (Индия). Представлена аргиллитами с прослоями грубозернистых песчаников. Мощн. до 1500 м. Слагает верхнюю часть серии Сурма. Относится к нижнему — среднему миоцену. Промышленно нефтеносна. БОКСИТ — горная порода, состоящая в основном из минералов гидроокиси алюминия — гиббсита, бёмита и диаспора. Б —главная руда для получения глинозема и алюминия. БОЛИВАР НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено на сев.- вост. берегу и на акватории оз. Маракайбо — в бортовой части межгорной впадины Маракайбо (Венесуэла) По своим запасам относится к категории уникальных, занимает участок моноклинали 72 X 49 км, осложненной разрывами. В пределах месторождения установлена продуктивность 325 песчаных горизонтов, в которых благодаря литологическим

замещениям, стратиграфическим перерывам и дизъюнктивным нарушениям сформировались литологические, стратиграфические и дизъюнктивно экранированные ловушки в палеогеновых и неогеновых отложениях, обладающих отличными коллекторскими свойствами.

В зарубежной литературе нередко в качестве самостоятельных месторождений (площадей) фигурируют части месторождения Боливар: ТиаХуана, Ла-Салина, Лагуцильяс, Бо- чакуэро, Пуэбло-Вьеха, Ла-Роса, Пунта-Бенитас, Кабимас. Залежи располагаются на глубинах 160— 4500 м, пл. нефти 0,830—0,996. Добыча нефти на месторождении многие годы составляла более половины всей добычи Венесуэлы Нач извл. запасы нефти 4380 млн. т На 1 января 1982 г. извлечено 2327 млн. т. БОЛЬШЕХЕТСКАЯ СЕРИЯ — распространена на крайнем северо-западе, севере и северо-востоке Зап. Сибири. Объединяет морские, прибрежно-морские и прибрежно-континентальные отложения, входящие в состав зимней, левипской, джангодской, лайдинской, вымской, леонтьевской и малышевской свит Мощи. 400— 2500 м Возраст ранняя — средняя юра.

БОЛЬШОЙ БУРГАН НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в Кувейте; приурочено к крупной, сложно построенной брахиантикли- нали, осложненной тремя куполовидными поднятиями и сетью сбросовых нарушений. Эта брахиантикли- наль 40 X 14 км, площадью 920 км2, амплитудой около 300 м расположена в Басра-Кувейтской впадине, осложняющей платформенный борт бассейна Персидского залива. Открыто в 1938 г.; является крупнейшим в мире нефтяным месторождением. (По некоторым зарубежным источникам его извл. запасы нефти оцениваются в 9,9 млрд, т и на первое место ставится месторождение Г авар.)

Осн. запасы приурочены к нескольким песчаным горизонтам свиты Бурган альбского возраста, имеющим суммарную мощн. более 100 м, пористость 20—35 %, проницаемость до 30 мкм2; глубина залегания горизонтов от 1100 до 1600 м. Про-

дуктивны также верхнемеловые песчаники свиты Вара и известняки свиты Мауддуд. Залежи пластовые сводовые. Нач. извл. запасы нефти 10,7 млрд, т, растворенного газа около 1 трлн. м3. Пл. нефти 0,857— 0,865. Макс, годовая добыча 110 млн. т (1964 г.). На 1 января 1982 г. извлечено 2340 млн т.

БОНАПАРТ-ГАЛФ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена на акватории зал Жозеф-Бонапарт и в прибрежных областях штатов Зап Австралия и Сев. территория (Австралия). К этому бассейну относятся также прилегающая акватория Тиморского моря и юго-вост, часть о. Тимор. В тектоническом отношении бассейн рассматривается как впадина краевой части континента. Размеры области 300X825 км, площадь 212,5 тыс. км2, объем осадочного выполнения 850 тыс. км3. Бассейн вытянут в сев.-зап. направлении. Первое открытие сделано в 1969 г

Фундаментом является докембрийский метаморфический комплекс. Осадочная толща имеет мощн. более 8 км. Представлена преимущественно терригенными осадками фа- нерозоя (от кембрия до антропогена). Имеются перерывы в разрезе на границе между ордовиком и девоном и между триасом и юрой. Меловая толща, как и антропоген, несогласно лежит на более древних породах. Внутри области осадочные толщи вскрыты на глубину 4352 м— вплоть до подошвы карбона. Осадочная толща слагает платформенные куполовидные тектонические поднятия Внутри бассейна отмечены погребенные соляные диапировые структуры (соль палеозойская), разрывные нарушения (сбросы). На о. Тимор находится складчатый борт впадины

Разведочное бурение начато в 1964 г. На акватории зал. Жозеф- Бонапарт открыты месторождения газа Пескрел и Терп, на о Тимор — газонефтяное Суэй-Лоро; последнее — мелкое, а два первых — средние. Газовые месторождения связаны с песчаниками верхней перми, газонефтяное — с гравелитами триаса. Залежи относятся к пластовым сводовым. Газ сухой; пл. нефти 0,815.

Месторождения не эксплуатируются. БОРАТЫ — минералы, соли борных кислот, главным образом ортоборной (Н3ВО3) — гидроборацит, колеманит и др. Образуются преимущественно в соленосных бассейнах осаждением из водных растворов на разных стадиях галогенеза. Б. ассоциируют с доломитами, доломито-ангид- ритами, с каменной и калийными солями.

БОРЕАЛЬНЫЙ — расположенный в северной части земного шара. В палеобиогеографии различают Б. пояса, области, провинции. В мезозое и кайнозое Б. пояс охватывал морские бассейны северной половины Евразии и Сев. Америки. В палеозое в связи с иным расположением палеоширот к Б. поясу относились главным образом морские бассейны Сибири. Фауна Б. пояса характеризуется по сравнению с фауной Средиземноморского (Тетического) пояса обедненным систематическим составом и отсутствием рифостроящих организмов.1

БОРИСЛАВСКАЯ ТОЛЩА — распространена в Предкарпатском прогибе. Представлена толстослоистыми кварцевыми песчаниками. Мощн. до 20—30 м. Возраст поздний эоцен. Залегает в основании менилитовой серии, раньше включалась в ее состав в качестве базального горизонта. Одна из основных нефтеносных толщ прогиба.

БОРИСЛАВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ ОЗОКЕРИТА — расположено в районе г. Борислав на Украине. Приурочено к внутренней зоне Предкар- патского краевого прогиба. В его строении принимают участие песчано-глинистые и соленосные отложения поляницкой и воротыщенской свит миоцена. Озокерито носкость ограничивается зоной развития песчано-глинистой брекчии в сводовой раздробленной части складки. Рудные тела представляют собой штокверки, содержащие наряду с жилами и прожилками пленочный и поровый озокерит («леп»). Количества «лепа» и жильного озокерита приблизительно одинаковые. Нижняя граница распространения озокеритоносных пород 840 м; подавляющая масса озокерита приурочена к интервалу глубин 70—250 м.

Озокерит состоит из твердых УВ, жидких масел и смолистых веществ. Твердые УВ представлены «-парафинами (от С29Нб0 до С55Н112), изопарафинами, нафтенами с парафиновыми цепями. Пл. озокерита 0,905— 0,933; Гпл = 40-т-100 °C; ср. содержание 2,23 вес.%. Текущие запасы 124 тыс. т, забалансовые 129 тыс. т. Существует ряд разновидностей озокерита: бориславит, волокнистый, пузырчатый (или багга), киндебаль, рудный. Месторождение разрабатывается с 1865 г. Годовая добыча 800—850 т; система разработки шахтная; макс, глубина эксплуатации 155 м.

БОСТОНИТ — см. породы изверженные.

БОУЭН-СУРАТ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена в штатах Квинсленд и Новый Юж. Уэльс Австралии. В тектоническом отношении представляет собой внутреннюю впадину на палеозойском складчатом основании. Размеры впадины 410 X 1400 км, площадь 362,5 тыс. км2, объем осадочного выполнения 1 млн. км3. ВЬадина вытянута в меридиональном направлении. Начало освоения 1899 г.

Фундаментом впадины является герцинский складчатый комплекс. Осадочные толщи представлены верхнепалеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями, мощность которых достигает 15 км. Около половины отложений континентальные, по составу преимущественно терригенные. Перерывы отмечены между сакмарским и артинеким ярусами, пермью и триасом, триасом и юрой. Палеоген-неогеновые и антро- погеновые отложения несогласно налегают на более древние и почти не дислоцированы. Тектоническая впадина Боуэн-Сурат погружается в юж. направлении. На севере наблюдаются пермские складки. Южнее в строении впадины участвуют, кроме того, отложения триаса, юры и мела. По северной границе распространения юрских отложений бассейн может быть разделен на пер- мо-триасовую Боуэнскую и юрско- меловую Суратскую части.

Для области характерны крупные, вытянутые в субмеридиональном направлении складки и продольные раз-

рывы, иногда большой протяженности (до 400 км). В центральной части впадины расположена широкая антиклиналь — Ко^ет-платформа, которая с запада сопровождается крупной синклиналью Денисон, а с востока синклиналью Милизе на юге и синклинорием Небо на севере Эти крупные структурные элементы осложнены локальными структурами и брахиантиклиналями, валами и куполовидными поднятиями, с которыми связано большинство обнаруженных месторождений.

Разведочные работы в юж. части бассейна (Сурат) начались в 1907 г, в северной — в 1975 г. На территории юж. части к концу 1972 г. было открыто 6 нефтяных, 4 газонефтяных и 21 газовое месторождение, в сев части — 1 нефтяное (непромышленное) и 13 газоконденсатных. Коллекторами служат песчаники пермского, триасового и раннеюрского возраста и выветрелые породы девона в фундаменте (на выступе Рома). Покрышками являются глинистые сланцы и алевролиты. Типы залежей: пластовые сводовые; пластовые сводовые литологически ограниченные, литологически экранированные.

Все месторождения по запасам являются мелкими. Общ. нач. запасы на конец 1972 г.: нефти 6,26 млн. м3, газа 7,8 млрд, м3, конденсата 0,29 млн. м3. Добыча нефти начата в 1964 г., газа — в 1969 г. Суточная добыча (на конец 1972 г.): нефти 286 м3, газа 687 тыс. м3. Суммарная добыча (1972 г.)* нефти 2,89 млн. м3, газа 900 млн м3, конденсата 10 тыс. м3. Нефть легкая и тяжелая малосернистая.

БОФОРТА-МАККЕНЗИ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена в сев. части Канады, включает дельту р. Маккензи и смежный шельф моря Бофорта Начало освоения 1970 г. НГО пряурочена к вероятной рифтовой зоне между Канадским щитом и орогеном хр. Брукса. Закрытость средняя — на западе соединяется с НГП Арктического склона Аляски.

Фундамент представлен палеозойскими породами, деформированными в эллесмерскую (поздний девон — ранний карбон) фазу орогении. Осадочный чехол НГО сложен преиму

щественно юрско-меловыми и кайнозойскими терригенными отложениями, причем последние представлены в основном осадками шельфа. Характерны дельтовые образования суммарной мощн. более 15 км, которые начиная с позднемелового времени смещались последовательно к северу. Для верхнего мела и плиоцена характерна угленосность Все системы разделены перерывами Общ. объем осадков НГО составляет 800 тыс км3, в том числе послесреднсэоценовых более 500 тыс км3. Локальные структуры (выявлено более 100) представлены брахиантиклинальпыми складками, которые часто связаны с разломами

Покрышками являются глинистые горизонты различной мощности. Продуктивны отложения нижнего мела (свита Парсонс), Маастрихта—эоцена (свиты Музченнел и Таглу) и верхнего эопена — олигоцена (свита Пуллен), представленные в основном песчаниками фронта дельт и шельфа и турбидитами В НГО к 1980 г. открыто 17 месторождений нефти и газа (с конденсатом), из которых наиболее крупными являются Таглу (запасы газа 96 млрд, м3), Ниглиит- гак (30 млрд, м3) и Парсонс. Суммарные извл. запасы УВ (преимущественно газа с конденсатом) 210 млрд, м3 (без морских месторождений) НГО еще слабо изучена БРАХИАНТИКЛИНАЛЬ—см. складка брахиформная БРАХИСИНКЛИНАЛЬ — см складка брахиформная.

БРЕКЧИЯ — грубообломочная порода, состоящая на '50 % и более из сцементированных крупных (более I см) угловатых неокатанных обломков По условиям образования Б подразделяются на вулканические, сопочные, тектонические (в зонах дробления), осадочные и т. д. Б.— породы относительно редкие, мощных толщ не формируют. Осадочные Б. образуются всегда в непосредственной близости от областей сноса. Важное значение имеют внутри- формационные Б, наличие которых в геологических разрезах служит свидетельством локальных кратковременных перерывов в осадконакоплении. Сопочная Б. является резуль-

нижней части — с примесью терринижней части — с примесью терри

нижней части — с примесью терри

нижней части — с примесью терри

татом деятельности грязевых вулканов; ее изучение позволяет судить о составе глубокозалегающих осадочных пород

БРЕНТ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено в британском секторе Северного моря Открыто в 1971 г Связано с моноклиналью молодой Зап -Европейской эпипалео- зойской платформы. Приурочено к антиклинали 20 X 8 км Разрез представлен отложениями палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Продуктивный горизонт относится к юрским песчаным отложениям, залегающим на глубине 3 км. Пл. нефти 0,835. Нач. извл запасы 300 млн. т. В 1981 г. добыча нефти достигла 10,4 млн. т, ожидаемая макс добыча 20 млн. т/год. БРОМ (Вг)—химический элемент VII группы периодической системы элементов Менделеева (галогены). Химически активен, в свободном состоянии в природе не встречается Ср. содержание Б. (%): в земной коре 2,1-10~4; в осадочных породах ЫО"6; в морской воде 6,6-10-3, в живом веществе 1,5-10-4. Ион Б. (Вг-) считается одним из характерных компонентов вод нефтяных месторождений, содержащих до 5-10~2% Б. В нефтепоисковой практике используется так называемый «хлорбромный коэффициент» — отношение содержаний в воде ионов хлора и брома (С1“/Вг“). Низкие значения этого коэффициента (менее 50) рассматриваются как один из нефтепоисковых признаков БРОНЗИТ — см пироксены.

БРОУЗ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ— расположена на сев-зап. шельфе Австралии Промышленная газоносность установлена в 19*71 г. Является одной из НГО приконти- нентального прогиба зап. и сев -зап шельфа континента Представляет собой синеклизу, подстилаемую грабеном; простирается в направлении ЮЗ—СВ на 500 км при ширине 350 км; площадь 142 тыс км2, объем осадочного выполнения 426 тыс км3 (по другим данным соответственно 78 тыс км2 и 234 тыс. км3), На юго- западе межбассейновым поднятием Левек НГО Броуз отделяется от потенциально нефтегазоносного бассейна Кэнпинг, на северо-востоке — поднятием Лондондерри от НГО Бона-

парт-Галф; докембрийский блок Кимберли ограничивает бассейн со стороны континента на юго-востоке, Индийский галассократон — на северо- западе Макс глубина залегания фундамента 6 км. В целом по своему строению НГО Броуз близка к НГП Дампьер.

Газоносны триасовые и юрские отложения; на месторождении Скотт- Риф, связанном с антиклинальной складкой, их продуктивность установлена в интервале 4294—4378 м Нач. извл запасы нефти 98 млн. т, конденсата 83 млн т, газа 946 млрд м3.

БРУКИТ — минерал ТЮ2 Тв 5—6. Пл. 4,0. Образуется в породах раз

ного генезиса, но практически везде является акцессорным. В осадочных породах аллотигенный, встречается как акцессорий. Весьма устойчивый (см. минералогия терригенная) БУ-ГАЗА НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ (Хаза)—находится в Объединенных Арабских Эмиратах на побережье Персидского залива, не

посредственно к юго-западу от месторождения Мурбан в центре синеклизы Руб-эль-Хали; приурочено к пологой брахиантиклинали 38X18 км Открыто в 1962 г. Продуктивны известняки нижнемеловой свиты Шу- айба (серия Тамама), залегающие на глубинах 2435—2510 м Залежи сводовые массивные Нач извл за

пасы нефти 1200 млн. т Пл. нефти

0,825 Макс. годовая добыча

32,7 млн т (1974 г.). \

БУЛАЙСКАЯ СВИТА—^распространена в юж части Сибирской платформы Представлена доломитами, в

генного материала и с прослоями до- ломито-ангидритов, в верхнейча

сти — массивными. Мощи 120—150 м

Фауна трилобитов. Возраст ранний кембрий К основанию /свиты приурочена верхняя часть атовского горизонта, к средней части — биркин- ский горизонт нефтегазоносных карбонатных коллекторов / ”

БУНТЗАНДШТЕЙН ОТДЕЛ (рерия) — распространен Vb Центральной и Сев -Зап. ЕвропехСлоЖен пе

строцветными песчаниками, глинами, раковинными и плитчатыми известняками, ангидритами, каменной солью Мощн. 250—900 м. Относится

к нижнему триасу. Является фацией нижнего триаса в области преимущественного развития лагунных и континентальных отложений. Промышленно газоносен.

БУРГАН ФОРМАЦИЯ (свита) — распространена в Кувейте. Представлена переслаиванием песков, песчаников, алевролитов, глин Мощн. до 350 м. Относится к альбу. Промышленно нефтеносна. Характерны массивные пластовые залежи.

БУРЕНИЕ СКВАЖИН — сложный технологический процесс строительства ствола буровых скважин, состоящий из следующих основных операций:

углубление скважины посредством разрушения горных пород буровым инструментом;

удаление выбуренной породы из скважины;

крепление ствола скважины в процессе ее углубления обсадными колоннами;

проведение комплекса геологогеофизических работ по исследованию горных пород и выявлению продуктивных горизонтов;

— спуск на проектную глубину и цементирование последней (эксплуатационной) колонны.

В настоящее время в СССР отсутствует строгая система, подразделяющая Б. с. по категориям в зависимости от их глубин. Статистические данные отечественной и зарубежной практики Б. с. позволяют выделить следующие четыре категории:

— мелкое бурение —до 1500 м;

— бурение на средние глубины — до 4500 м;

— глубокое бурение — до 6000 м (в США от 4570 до 6100 м);

— сверхглубокое бурение —■ глубже 6000 м (в США глубже 6100 м).

В СССР осуществляется бурение сверхглубоких скважин с проектной глубиной 9000—15 000 м.

По характеру разрушения горных пород различают механические и немеханические способы бурения. К механическим относятся вращательные способы (роторное, турбинное, реактивно-турбинное бурение и бурение с использованием электробура и винтовых забойных двигателей), при которых горная порода разрушается В результате вращения прижатого к

забою породоразрушающего инструмента (бурового долота), и ударные . способы, которые в свою очередь подразделяются на бурение ударноповоротное, при котором удары по забою производятся периодически поворачивающимся буровым инструментом, ударно-вращательное, при котором удары наносятся по непрерывно вращающемуся буровому инструменту; вращательно-ударное, при котором буровой инструмент находится под большой осевой нагрузкой в постоянном контакте с забоем скважины и разрушает горную породу в результате вращения и периодически наносимых по инструменту ударов.

К немеханическим способам бурения относятся термические (огнеструйное, плазменное, лазерное), электрические, взрывные, гидравлические и пр, при которых разрушение горной породы происходит без непосредственного контакта ее с инструментом Эти способы при Б. с. на нефть и газ пока не нашли широкого промышленного применения

В качестве породоразрушающего инструмента при Б. с. на нефть и газ используются буровые долота

В процессе бурения мелких скважин выбуренную породу поднимают с забоя при помоши желонок (периодический процесс) или используя шнеки, витые штанги, циркуляцию газа, жидкости, раствора (непрерывный процесс) При глубоком бурении на нефть и газ забой скважин обычно очищается от выбурейной породы потоком непрерывно циркулирующей промывочной жидкости (бурового раствора); реже производится продувка забоя газообразным рабочим агентом.

В процессе бурения ствол скважины отклоняется от вертикали, что является следствием геологических условий (угол залегания пластов, твердые включения, тектонические нарушения и др), а также технических и технологических причин (плохая центровка вышки, перекос в бурильной колонне, большая осевая нагрузка и др.). Искривление ствола скважины происходит при любом способе бурения. Современный уровень техники позволяет бурить вертикальные скважины с углом откло-

нения ствола от вертикали не более 2—3°. При разведке и эксплуатапии залежей нефти и газа, которые находятся иод участками, недоступными для установки бурового оборудования, а также для лучшего вскрытия залежи и в ряде других случаев используется искусственное искривление ствола скважины в заданном направлении (наклонное бурение: наклонно-направленное, кустовое, многозабойное, двухствольное).

БУТАНЫ — алканы С4Н8 гомологического ряда метана. Оба изомера Б. (я-Б., ГКип=0,5 °C; изо-Б, 7'Кип^= = 11,7 °C) обнаружены в нефти (до 2 %), нефтяных попутных газах (до 20 %), свободных горючих газах (до 1,7 %), а также в газовой фазе РОВ (до 40 % на УВ-составляющую Ci — С5). Среди изомеров, как правило, преобладает н-Б. Бутаны составляют основную массу УВ (до 80 %), извлекаемых в процессе стабилизации нефти. Коэффициенты распределения н-Б и изо-Б. при 30 °C и давлении 5 МПа равны соответственно 0.11 и 0,16. Это означает, что в аналогичных пластовых условиях большая часть Б. находится в жидком состоянии. Б. — ценное сырье нефтехимической промышленности. Добавка Б. к автомобильным бензинам повышает их испаряемость и октановое число. Б. используются в производстве бутадиеновых каучуков, пластмасс, синтетических волокон и высококачественных моторных топлив.

БУХАРСКИЙ ГОРИЗОНТ (ярус) - региональный ярус, широко распространенный на юге Средней Азии (Фергана, равнинные районы Узбекистана, Таджикская депрессия, Бад- хыз, Копетдаг). Стратотип в районе г Исфара в Фергане. Представлен известняками, доломитами, мергелями, известковистыми песчаниками, обычно загипсованными. В нижней части разреза и в его верхах иногда развиты глины, песчаники и гравелиты. Мощи до 300 м. Фауна морских и солоновато-водных моллюсков. Возраст палеоцен. Одна из основных продуктивных толщ кайнозоя Средней Азии.

БХУБАН ФОРМАЦИЯ — распространена в Бенгальском бассейне Представлена аргиллитами и песча

никами, в основании развиты конгломераты. Мощн. до 400(^ м. Слагает нижнюю часть серии Сурма. Относится к нижнему миоцену. Промышленно нефтеносна.

БЫСТРИЦКАЯ СВИТА (попель ская) — распространена на сев. склоне Карпат и в Предкарпатском прогибе. Представлена аргиллитами с тонкими прослойками алевролита и песчаника,' местами флишоидным чередованием песчаников и аргиллитов Мощн. до 100 м. Фауна фора- минифер. Возраст поздний эоцен, возможно, средний — поздний эоцен. Промышленно нефтеносна.

ВАБАСКА МЕСТОРОЖДЕНИЕ БИТУМОВ— расположено к юго-востоку от месторождения Атабаска (Альберта, Канада). Залежи битумов связаны с нижнемеловыми-континентальными песками свит Вабаска и Гран-Рэпидс, разделенных 90-метровой толщей глин. Распределение битумов неравномерное. Вверх па восстанию пластов залежи, видимо, са- мозанечатаны. Глубина залегания продуктивной толщи- 75—750 м, эф мощн. 7,3—12,1 м, ср битумонасы- щенность 6,6 вес. %, площадь залежей 14,9 тыс. м2, пл. битума 0,993— 1,00, содержание серы 4,4—5,5 %. Геол запасы 18,9 млрд, т (по оценке ЕРСВ 12,4 млрд. т). На месторождении осуществляется проект по скважинной добыче битумовг методом внутрипластового сжигания.

ВАКЕРОС ФОРМАЦИЯ распространена в Калифорнии. Представлена песчаниками, песками и глинами. Мощн. 400—1000 м. Относится к миоцену. Промышленно нефтеносна в бассейнах Лос-Анджелес и Вентура.

ВАЛ — положительная вытянутая платформенная структура субрегионального (второго) порядка длиной в десятки или первые сотни км; также линейно вытянутая цепочка куполовидных структур (в лом числе

соляных)/ объединенных общим цоколем. Различают В. одиночные и сложные, представляющие собой систему параллельных или кулисовидно расположенных валов. Наиболее крупные В. называются мегавалами и * относятся к региональным структурам (первый порядок). Выделяются также В. дизъюнктивные, ограниченные сбросом по одному крылу, и горстовые, ограниченные сбросами по обоим крыльям. В. в целом или приуроченные к ним локальные куполовидные поднятия представляют собой структурные ловушки для нефти и газа.

ВАЛМЕЙЕР СЕРИЯ — распространена в Иллинойском бассейне (США). В верхней части представлена главным образом оолитовыми известняками и песчаниками, в нижней — известняками доломитизированными и кремнистыми с пачками эвапоритов, песчаников и глин. Мощи, до 550 м. Относится к миссисипию. Промышленно нефтеносна. Содержит до восьми продуктивных горизонтов оолитовых и слоистых известняков и песчаников общ. мощи, до 45— 50 м. Для залежей, приуроченных к серии, характерны первоначально высокие и очень высокие, но быстро падающие дебиты.

ВАЛУНЫ — окатанные обломки горных пород размерами от 10 см до 1 м.

ВАНАДИЙ (V)—химический элемент V группы периодической системы Менделеева. В. — металл, высшие оксиды которого (V2O5) имеют кислотный характер. Среднее содержание В. (%): в земной коре 9-10~3; в осадочных породах 1,3- •10~2; в морской воде 2-10*3; в фитопланктоне 5-Ю'4, в нефти 3-10“2; в асфальтах и асфальтитах до 0,12; в жильных асфальтитах до 0,45. В золе некоторых нефтей и асфальтов йа долю В. (в виде V2O5) приходится до 75 % от массы золы. Высокое содержание В. характерно для некоторых современных морских организмов, например асцидий (от 0,06 до 0,1 % на сухое вещество). Накопление В. во всех формах ископаемого ОВ происходит предположительно на стадии илов или раннего диагенеза главным 1 Образом путем замещения магнйя и- железа в рас

тительных и животных пигментах (хлорофилле и гемине) с образованием ванадилпорфириновых комплексов, являющихся составной частью ископаемых порфиринов. Существуют представления о вторичной природе части содержащегося в нефти В., основанные на способности нефти сорбировать ионы некоторых металлов из нефтяных вод. В этой связи отсутствие В. в нефтяных водах рассматривается иногда как один из положительных показателей нефтеносности. Нефти и их- производные с высоким содержанием В. могут служить сырьем для его промышленного получения.

ВАРА ФОРМАЦИЯ — распространена в Кувейте. Представлена переслаиванием глауконитовых мелкозернистых песчаников и алевролитов, разделенных пачками темно-серых глин. Мощн. до 60 м. Относится к сеноману. Один из основных нефтеносных комплексов Кувейта.

ВАРИАЦИИ ГЕОМАГНИТНОГО ПОЛЯ — изменения магнитного поля Земли и его элементов во времени. Различают В. г. п. периодические и апериодические. К последним относятся, например, магнитные бури. Они возникают внезапно и наиболее часто за Полярным кругом. Интенсивность магнитных бурь тем больше; чем выше географическая широта места. Причиной магнитных бурь являются нарушения магнитосферы Земли потоками частиц высоких энергий, приходящими от Солнца. Периодические В. г. п. делятся на ко- роткопериодные (с периодом от долей секунды до 1—2 мин), суточные (солнечно-суточные й лунно-суточные), годовые, одиннадцатилетние и вековые (с периодом в сотни лет и более). Суточные и годовые В. г. п. обусловлены' электрическими токами в ионосфере. Вековые В. г. п. предположительно вызваны прецессией геомагнитной оси вокруг географической. Для магниторазведки В. г. п являются помехами и учитываются по данным магнитных обсерваторий и вариационных станций для внесения поправок в результаты магнитных съемок.

ВАРИЕТЕТ (разновидность)—отдельный экземпляр или группа* особей в популяции какого-либо вида,

имеющие ясно уловимые отличия от типичных представителей этого вида. Возникновение В. может объясняться как мутациями, так и фенотипическими изменениями, связанными с влиянием внешней среды. Поэтому В. не имеют определенного таксономического статуса. Многие ранее выделенные В. рассматриваются в настоящее время в ранге самостоятельных видов или подвидов. Кодексом зоологической номенклатуры предусмотрено, что название «вариетет», употребленное до 1961 г., не дает основания относить данную форму к подвидовым или инфравидовым таксонам. Название «вариетет» после 1961 г. определенно указывает на инфравидовой статус формы.

ВАРТОВСКАЯ СВИТА — вост, и сев части Зап. Сибири Представлена зеленовато-серыми, зелеными и серыми глинами с прослоями и пачками песчано-алевритовых пород. Мощн. в среднем до 600 м. Охарактеризована спорово-пыльцевыми комплексами. Возраст по положению в разрезе поздний валанжин — ранний апт. Промышленно нефтегазоносна в пределах Васюганской, Среднеобской, На- дым-Пурской, Гыданской и Пур-Та- зовской нефтегазоносных областей (верхние пласты группы Б и пласты группы А).

ВАРЬЕГАНСКОЕ ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено в Тюменской области в 140 км на север-северо-восток от г. Нижневартовск. Открыто в 1967 г. Мезозойско-кайнозойские отложения имеют мощи. 2920 м. Нефтегазоносность связана с отложениями юры и мела. Месторождение приурочено клональному брахиантиклинальному поднятию в центральной части Варьеган- ского мегавала субмеридионального простирания. По верхам мегионской свиты оконтуривается изогипсой 2090 м, имеет амплитуду ПО м и размеры 22 X 9 км Залежи выявлены в 19 пластах на глубинах от 775 до 2465 м. Все с коллекторами порового типа Пористость снизу вверх увеличивается от 12 до 27 %, проницаемость от 0,007 до 0,330 мкм2. Залежи относятся к антиклинальным. Залежь в нижней части мегионской свиты имеет периклинальное ограничение. Залежи в верхней и нижней

частях покурской свиты и две залежи в верхней части вартовской свиты газовые. Остальные залежи нефтяные с газовыми шапками, кроме двух в нижней части продуктивного разреза, которые являются чисто нефтяными. Все залежи характеризуются упруго-водонапорным режимом. Режимы залежей с газовыми шапками смешанные: упруго-во^ донапорные и газовой шапки. Дебиты нефти для большинства пластов от 6,5 до 190 м3/сут на 8-миллиметровом штуцере. Дебиты газа газовых шапок достигают 975 тыс. м3/сут на 29-миллиметровой шайбе. Нефти алкано-пиклановые и циклано-алка- новые. В поверхностных условиях имеют пл. 0,811—0,851, содержание серы 0,14—0,34%, парафина 2,7— 3,9 %, смол силикагелевых 2,9— 6,1 %. Состав свободного газа (%): метан 81,8—97,6, этан 0,2—6,6, пропан 0,4—6,1, бутаны 0,35—1,43. Состав растворенного в нефти газа (%): метан 68,0—92,4, этан 2,9—8,3; пропан 2,0—10,1, бутаны 0,3—2,6. Содержание углекислого газа и азота незначительно.

ВАСКЕРСКАЯ свита—см. изюма* омринский комплекс.

ВАСЮГАНСКАЯ СВИТА — центральная часть Зап. Сибири. Представлена аргиллитами темно-серыми, иногда битуминозными, алевролитами и песчаниками серыми и зеленовато-серыми. Подразделяется на две подсвиты — нижнюю глинистую (10— 60 м) и верхнюю, сложенную преимущественно глауконитовыми песчаниками и алевролитами с прослоями глин (10—50 м). Общ. мощн. свиты 20—ПО м. Охарактеризована аммонитами, двустворками, форами- ниферами. Возраст келловей — Оксфорд. На востоке и юго-востоке замещается наунакской свитой. Промышленно нефтеносна в пределах Каймысовской и Среднеобской нефтегазоносных областей (пласт Ю1). Нижневасюганская подсвита является субрегиональной покрышкой для залежей тюменской свиты.

ВАФРА НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— находится в Кувейте к юго-западу от месторождения Большой Бурган в пределах Басра-Ку- вейтской впадины и приурочено к брахиантиклинали 24 X 16 км. От-

крыто в 1953 г. Основные запасы приурочены к эоценовым известнякам, песчаникам свиты Бурган и известнякам свиты Ратави (нижний мел), обладающим высокими коллекторскими свойствами. Залежи сводовые массивные (в известняках) и сводовые пластовые (в песчаниках). Глубина залегания продуктивных толщ 360—660 (эопен), * 1010—1080 (Бурган), 2020 м (Ратави). Пл. нефти 0,946—0,959 (эоцен); 0,910 (Бурган); 0,904 (Ратави). Нач. извл. запасы нефти 700 млн. т, растворенного газа 61 млрд. м3. Макс, годовая добыча 7,5. млн т (1971 г.).

ВЕБЕР ФОРМАЦИЯ — распространена в сев.-вост. части штата Юта (США). Представлена песчаниками с прослоями красных сланцев. Мощн. 210—370 м. Относится к Пенсильванию. Промышленно нефтеносна в бассейнах Уинта и Пайсенс.

ВЕК — подразделение геохронологической шкалы, соответствующее времени накопления отложений яруса ВЕЛИХОВИТ — местное наименование жильного битума из района селения Велиховка (Южн. Урал), входящего в класс оксикеритов. До выделения последних в особую классификационную группу под названием В. объединялись битумы, промежуточные между грэемитами и альбертитами.

ВЕНД (вендский комплекс, терминальный рифей) — наиболее молодые, неметаморфизойанные отложения докембрия, образовавшиеся в интервале 570—590 4- 670—680 млн. лет. Охарактеризованы в ряде регионов (побережье Белого моря, Австралия и др.) разнообразной, как правило бесскелетной, фауной беспозвоночных, а также строматолитами, акритархами и др. Некоторыми авторами включается в рифей. Иногда рассматривается как самая нижняя система палеозоя. Содержит залежи нефти и газа в Вост. Сибири и ряде др регионов.

ВЕНЕВСКИЙ ГОРИЗОНТ —см. окский надгоризонт.

ВЕНСКИЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ РАЙОН — расположен на территории Австрии и Чехословакии в Вост. Альпах и Зап. Карпатах. В тектониче- , ском отношении представляет собой грабен, выполненный неогеновыми

отложениями, 63 X 200 км, площадь 12,6 тыс. км2, объем осадочного выполнения 25,2 тыс. км3, ориентировка СВ 40°. Фундаментом его является альпийский складчатый комплекс, представленный мезозойскими и палеогеновыми известняками и флишевыми породами Неогеновые отложения впадины представлены в основном глинами, мергелями, известняками и песчаниками морского (до сармата включительно) и континентального происхождения (паннонский ярус). Мощн. неогена и покрывающих отложений антропогена 5 км. Несогласия в залегании слоев отмечены в подошве неогена на границе со складчатым комплексом, между бурдигальским и гельветским, гель- ветским и тортонским, тортонским и сарматским ярусами

Ловушками являются брахианти- клинали и купола, часто нарушенные сбросами, и структурные выступы основания; коллекторы — пески и песчаники неогена и палеогена, известняки поздних мела и юры и доломиты триаса. Залежи сводовые пластовые и массивные, иногда литологически и дизъюнктивно ограниченные. Всего в В. н. б. открыто месторождений: нефти 31 й газа 19. Все они вытянуты вдоль крупных тектонических разрывов. Особенно много их расположено вдоль Штейн- бергского разрыва. Наиболее крупные месторождения: Матцен (нефтегазовое) и Цверндорф (газовое) в Австрии; Лужице, Гбелы, Лаб в Чехословакии. Перспективы поисков связаны в основном с разведкой мезозойско-палеогенового складчатого комплекса, в том числе на больших глубинах.

ВЕНТУРА-САНТА-БАРБАРА НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена в штате Калифорния. Вост, часть ее находится на суше, а зап. занимает пролив Санта-Барбара и его сев. прибрежную полосу суши. Бассейн расположен среди поперечных хребтов тихоокеанской береговой зоны США. С севера и северо- востока его окаймляют горы СантаИнес и Сан-Габриель, а с юга — горы Санта-Моника и возвышенности островной цепи, вытянутой к западу от них Бассейн вытянут в широтном направлении, 210X70 км, площадь

14 тыс. км2. Нефтяные ресурсы бассейна осваиваются с 1866 г.

В тектоническом отношении представляет собой внутренний геосин- клинальный прогиб, сформировавшийся в палеоген-неогеновое время. Он осложнен складками и разрывами широтного и субширотного простирания. Формирование структур бассейна связано со стрессом меридионального направления и развитием систем крупных разрывов, обрамляющих бассейн с севера и юга. Сев. называется Санта-Инес, а юж.— Санта-Моника. Основные тектонические элементы бассейна (с севера на юг): поднятие Санта-Инес — Топато- па, надвиг Сан-Кастана, желоб Санта-Клара, переходящий на востоке в глубокую впадину Вост. Вентура, поднятия Окснорд и Сими, ограниченные с юга разрывами, впадины Санта-Моника и Сан-Фернандо, разделенные седловиной.

Бассейн Вентура-Санта-Барбара слагают мезозойские и кайнозойские осадочные породы. Общ. объем их 14Q тыс. км3. Макс. мощи, отложений 17 км. Осадочная толща несогласно ложится на граниты и метаморфические сланцы юрского и более древнего возраста. Комплекс основания наиболее глубоко погружен в вост, части бассейна и выходит на поверхность в горах СантаИнес, Сан-Габриэль и Санта-Моника. Осадочная толща представлена морскими и континентальными отложениями. Нижняя ее часть мелового возраста; верхняя, основная часть разреза (мощн. до 14 км), принадлежит палеогену, неогену и антропогену. По составу осадочные породы относятся к терригенным образованиям, отложившимся в основном (до 80 %) в морских условиях. Континентальные отложения имеют эоценовый, олигоценовый, раннемиоценовый, позднеплиоценовый и антропо- геновый возраст. К ним относятся еще и среднемиоценовые толщи вулканического происхождения.

Главные продуктивные комплексы — плиоцен — нижний плейстоцен (свиты Пико, Репетто и Санта-Барбара), миопен (Вакерос, Монтерей, Санта-Маргарита) н олигоцен (Сес- пе). Нефть встречается также в эоцене, палеоцене и верхнем мелу

(свита Чико). Нефтяные и газовые скопления приурочены к антиклиналям, литологически и тектонически экранированным ловушкам. Нефтяными и газовыми резервуарами в недрах чаще всего являются песчаники. К началу 1981 г. в бассейне было открыто 90 нефтяных и 10 газовых месторождений с нач. запасами нефти и конденсата 350 млн. т и газа 150 млрд. м3. г Добыто 238 млн. т нефти и ПО млрд. > м3 газа. Среди выявленных месторождений крупных 2, средних 21, остальные — мелкие по своим запасам. Среди крупных известно старое' месторождение Вентура и новое — Группа Санта-Инес, открытое в проливе Санта-Барбара. Перспективы новых открытий связаны в основном с геологической разведкой акватории пролива Санта-Барбара и больших глубин.

ВЕРЕЙСКИЙ ГОРИЗОНТ— распространен на Русской платформе. Представлен терригенно-карбонатны- ми породами: чередованием глин, песчаников, известняков с прослоями песчаников и алевролитов. Мощн. от 30 до 100—120 м. Охарактеризован брахиоподами и фораминиферами. Возраст средний карбон (раннема- сковское время). Промышленно нефтегазоносен в Башкирской, Татарской АССР, Пермской, Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской областях. * верхнеамазонская нефтегазоносная ПРОВИНЦИЯ (Предап- дийская) — охватывает территорию Колумбии (интенденсии Путумайо, Какета), Эквадора (провинции Hano, Пастаса), Перу (департаменты Амазонка, Лорето), Бразилии (штат Акри). Первое месторождение открыто в 1963 г. НГП связана с одноименной впадиной, занимающей части Предаидийского передового прогиба и зап. склона докембрийской Бразильской платформы. Поднятием Макарена на северо-востоке отделена от НГО Баринас-Апуре, сводом Икитос на востоке — от Среднеамазонского НГБ, поднятиями Кантама- на и Сьерра-де-Дивизор на юге — от НГО Укаяли, на западе ограничена Вост. Кордильерой Анд Вытянута меридионально, длина 1450 км, ширина 750 км, площадь 628,3 тыс.

км2, объем выполняющих пород 3155 тыс. км3.

На "метаморфических породах палеозойско-докембрийского (?) фундамента с глубинами более 9000 м залегают толщи палеозоя, мезозоя и кайнозоя, имеющие макс, мощи соответственно 2250, 7800 и 5000 м. Различают литолого-стратиграфические комплексы, разделенные перерывами: девонский (глинистые cJian- цы, песчаники), каменноугольнопермский (известняки, аргиллиты, глины, кварцевидные песчаники), верхнепермский — нижнетриасовый (?) (известняки, глины, реже песча- пики, туффиты), средне-верхнеюрский(красноцветы— соленосные,

гипсоносные, преимущественно песчаные; известняки, доломиты, эффу- зивы), меловой (песчаники, известняки, глины, алевриты), верхнемеловой—.палеоценовый (песчаники, глины, известняки), палеоген-неогеновый (континентальные глины, алевриты, песчаники, конгломераты, прослои туфовых песчаников, угля). Четвертичные отложения — континентальные глины, пески, вулканические пеплы, туфы. НГП разделяется на две части: западную — впадины складчатого борта, и восточную — прогиб Уакабамба в пределах перикратон- ного опускания Бразильской платформы.

- Региональная нефтегазоносность связана с меловыми отложениями, а также с эоценом; продуктивные горизонты залегают на глубинах 900— 3900 м. Открыто более 50 месторождений, залежи которых преимущественно пластовые сводовые, часто тектонически экранированные, связанные-с антиклиналями и брахиан- тиклиналями. Крупнейшие газонефтяные месторождения — Лаго-Агрио (1967 г.), Шушуфинди (1969 г.), Сача (1969 г.), крупные нефтяные — Орито (1963 г.), Акаэ (1965 г.) и др. В 1983 г. открыто крупное нефтяное месторождение Либертадор, а близ границы с Перу в скв. «Амазонас-1> получен приток нефти 175 м3/сут. ВЕРХНЕЙ И СРЕДНЕЙ МАГДАЛЕНЫ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (Колумбийская) — расположена на территории Колумбии и занимает узкую полосу между Вост, и Центральной Кордильерами (де

партаменты Уила, 'Голима, Кальдам, Кундинамарка, Антьокия, Сантандер). Промышленная нефтегазоносность установлена в 1921 г. НГО приурочена к межгорной впадине (внутрискладчатый грабен) и отделяется на севере погребенным поднятием от НГО Нижней Магдалены. Протягивается субмеридионально (ЮЮЗ — ССВ) на 800 км при ширине 100 км; площадь 42 тыс. км2, объем выполняющих впадину пород 168 тыс. км3.

На метаморфических породах фундамента, залегающего на глубинах более 7000 м, лежит толща мезозоя и кайнозоя, максимальные мощности которых достигают соответственно 6000 и 12 000 м. Различают разделенные перерывами литолого-стратиграфические комплексы: юрско-ва- ланжинский (алевролиты, песчаники, конгломераты с горизонтами эффузивных пород, глины, известняки, мергели), кампан-палеоценовый (глины, алевролиты, песчаники, тонкие пласты углей), эоцен-миоценовый (песчаники, глины, алевриты, конгломераты) и завершающий их комплекс грубообломочных отложений плио- цен-плейстоцена. Два первых комплекса распространены только во впадине Верхней Магдалены, остальные— на всей территории НГО. Отложения кайнозоя преимущественно континентальные. НГО разделяется зоной поднятий на две впадины: северную— Средней Магдалены и южную— Верхней Магдалены. Наиболее глубокой является сев.-вост. платформенная часть, где фундамент залегает на глубинах более 7000 м; на крутом зап. борту бассейна и во впадине Верхней Магдалены глубины залегания фундамента составляют 3000—4000 м.

Месторождения связаны с продуктивными толщами базальной карбонатной серии готерив-апта, Ла-Луна и Сальто сеноман-турон-сантона, Чоррон Лапас эоцена, Чуспас и Муг- роса эоцена. Общ. нач. извл. ресурсы: нефти 130 млн. т, конденсата 10 млн. т, газа 240 млрд. м3. На зап борту впадины Средней Магдалены месторождения приурочены к антиклиналям и моноклинали, разбитым и ограниченным разрывами; в вост, ее части — к нарушенным антиклиналям,

так же как и во впадине Верхней Магдалены. Залежи пластовые сводовые, массивные, тектонически, литологически и стратиграфически экранированные. В НГО, являющейся основным нефтегазодобывающим районом Колумбии, открыто более 65 месторождений, из которых абсолютное большинство составляют газонефтяные. Глубины залегания продуктивных горизонтов 650—3000 м и более. Крупные газонефтяные месторождения: Инфантес (1918 г.), ЛаСира (1925 г.); средние: Касабе (1941 г.), Веласкес (1946 г.),Пайоа (1962 г.). Перспективы связываются с большими глубинами во впадине Средней Магдалены и со впадиной Верхней Магдалены, где с 1970 г ведутся геофизические и буровые работы.

ВЕРХНЯЯ ЧАСТЬ РАЗРЕЗА (ВЧР) — комплекс осадочных пород, слагающий разрез от земной поверхности до первого опорного сейсмического горизонта. Мощность ВЧР может превышать 1000—1500 м; для нее характерна сильная неоднородность геологического разреза (зона малых скоростей, зона вечной мерзлоты, трапповые покровы и т. д) и, как следствие, резкая изменчивость его е скоростных параметров. В связи с этим значительная часть энергии упругих колебаний, возбужденных приповерхностным взрывом, распространяется вдоль земной поверхности в виде различного типа низкоскоростных волн (поверхностных, попутных, кратных и т. д), которые проникают на сравнительно небольшую глубину, интерферируют между собой и часто образуют на сейсмической записи высокий фон нерегулярных помех, что затрудняет надежное прослеживание полезных волн. ВЧР изучается методами обращенного сейсмокаротажа Ее изучение необходимо для опенки возможных погрешностей сейсмических построений, вызванных неоднородностью ВЧР. Для исключения влияния ВЧР эффективным оказывается применение метода обращенного годографа.

ВЕРХОЛЕНСКАЯ СВИТА—юж. часть Сибирской платформы. Представлена мергелями, афанитовыми известняками и аргиллитами, в ниж-

ней части прослоями гипсов. Окраска пород коричневато-бурая, красновато-коричневая, иногда зеленая. Мощн. 350—850 м. Охарактеризована ракообразными. Возраст поздний кембрий. Заключает несколько (до четырех) прослоев проницаемых мергелей, которые могут рассматриваться в качестве потенциальных коллекторов.

ВЕС МОЛЕКУЛЯРНЫЙ — устарев- дяий термин, см. масса молекуляр* пая.

ВЕС УДЕЛЬНЫЙ (вес объемный)— отношение весового количества вещества к его объему. Если определение веса производилось путем сравнения масс тела и эталона-гири на рычажных весах в условиях равного для них ускорения свободного падения, тогда В. у. будет численно равен плотности. Истинный В. у., определяемый весом тела на пружинных весах, выражается в единицах силы на единицу объема: ньютон на кубический метр (Н/м3). В технике часто используется безразмерная величина относительного В. у., представляющая собой отношение В. у. исследуемого вещества к В. у. стандартного вещества.

ВЕЩЕСТВА АСФАЛЬТОВО-СМОЛИСТЫЕ— сложная смесь высокомолекулярных, преимущественно ге- тероатомных соединений гибридной структуры, содержащих азот, серу, кислород, а также некоторые металлы (ванадий, никель и т. д). Содержание В. а.-с. в нефтях колеблется от долей процента (нефть Марковского месторождения) до десятков процентов (нефть месторождения Уч-Кызыл); в мальтах и битумах В а.-с. являются преобладающей группой соединений. Содержание В. а.-с. в битумоидах, особенно остаточных, значительно выше, чем в нефтях. Пл. В. а.-с. 1,01—1,06; мол. масса 500—1400, отношение С : Н = = 7,5 4- 9,0.

Деление В. а.-с. на фракции основывается на разной растворимости входящих в их состав компонентов в различных растворителях. Фракции В. а.-с.: карбоиды — вещества, нерастворимые в сероуглероде; карбены— вещества, растворимые в сероуглероде, но нерастворимые в бензоле (и четыреххлористом углероде);

асфальтены — вещества, растворимые в названных выше растворителях, но нерастворимые в предельных УВ С5— С8 (петролейном эфире); маль- тены — вещества, растворимые в петролейном эфире. Последние методом адсорбционной хроматографии на силикагеле разделяются на фракции УВ (насыщенных, моно- и полициклических аренов) и смол. Границы между фракциями достаточно условны. Получение сопоставимых результатов разделения возможно только при строгом соблюдении многих условий, относящихся как к аналитической аппаратуре, так и к качеству используемых растворителей и сорбентов. При исследовании нефтей и битумоидов, практически не содержащих карбенов и карбоидов, В. а.-с. разделяются обычно на фракции асфальтенов, силикагелевых смол и масел.

ВЕЩЕСТВА БИТУМИНОЗНЫЕ — см. битум

ВЕЩЕСТВА ГУМИНОВЫЕ —аморфные темноокрашенные вещества, присутствующие в почвах, торфе, гумусовых углях и в некоторых категориях РОВ пород. В. г. рассматриваются как вторичные продукты биохимического разложения (гумификации) некоторых компонентов (лигнина, целлюлозы и др) вещества высших растений. Низкомолекулярные первичные продукты такого разложения (фенолы, простейшие сахара и т. д.) в результате поликонденсации (см. конденсация) образуют сложные, преимущественно ароматические структуры, содержащие конденсированные и неконденсирован- ные фенольные ядра, окруженные углеродными цепями и функциональными группами (карбоксилом, метоксилом, гидроксилом и др). В. г характеризуются низким (3—6%) содержанием водорода. Они обладают антибиотическими свойствами, вследствие чего как сами В. г., так и ассоциированные с ними нестабильные продукты деструкции живого вещества (например, аминокислоты) приобретают устойчивость к дальнейшим биохимическим превращениям. В состав В. г. входят свободные гуминовые кислоты, их соли (гуматы) и гумины. В процессе преобразования В. г. количество гуминовых кислот

в пих сокращается и соответственно возрастает доля гуминов. К началу длиннопламенной стадии преобразования ОВ гуминовые вещества практически полностью представлены гу- минами.

ВЕЩЕСТВА ЛЕТУЧИЕ (в горючих ископаемых) — газо- и парообразные продукты, выделяющиеся за счет разложения ОВ при нагревании в стандартных условиях (в частности, при температурах порядка 850°C). Выход В. л. определяется только для концентрированных форм ОВ. Гигроскопическая влага и карбонатная углекислота не входят в состав В. л. и вычитаются из аналитически полученных данных. Повышенное содержание минералов, выделяющих при нагревании В. л. (например, пирита или минералов, содержащих конституционную воду), вносит искажение в величину выхода В. л. Определение выхода В. л. именуется тигельным пробоем, а образующийся твердый остаток — нелетучим или коксовым остатком. Выход В. л. принято вычислять для технических целей в % на сухое вещество Vе, а для целей теоретических — на горючую или органическую массу Уг. С повышением катагенетической преобразованности ОВ выход В. л. снижается. Значения выхода В. л. при одинаковой степени углефикации повышены у разновидностей ОВ, обогащенных водородом. Выход В. л. в случае гумусовых углей, начиная с газовых, используется как один из ведущих параметров при определении их степени углефикапии.

ВЕЩЕСТВА ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫЕ (ПАВ) — вещества, которые обладают способностью адсорбироваться на поверхности других веществ и активно влиять на их поверхностные свойства. Образуя тончайшие адсорбционные слои (как правило, мономолекулярные), ПАВ значительно изменяют интенсивность молекулярного взаимодействия в поверхностных слоях компонентов системы и активно влияют на электро- кинетические силы. Адсорбция ПАВ уменьшает свободную (некомпенсированную) поверхностную энергию адсорбента, вследствие чего его поверхностное натяжение понижается. ПАВ разделяются на две основные

группы. 1) молекулярные, пеионоген- ные ПАВ, в которых активной частью являются полярные молекулы, не распадающиеся в данной среде на ионы; 2) ионогенные ПАВ, молекулы которых в данной среде диссоциируют на ионы, являющиеся носителями поверхностной активности. Ионогенные ПАВ подразделяются на анионоактивные и катионоактивные.

. В геологоразведочном процессе и при добыче нефти работы по понижению поверхностного натяжения с помощью ПАВ проводятся для улучшения качества буровых промывочных жидкостей, увеличения скорости бурения (понижением твердости и абразивности пород), предотвращения обвалов и закрепления стенок скважин, обезвоживания и обессоливания нефтей, увеличения продуктивности эксплуатационных и приемистости нагнетательных скважин, предотвращения коррозии оборудования, в борьбе с отложениями парафина, для очистки нефтяных емкостей и, наконец, для значительного повышения нефтегазоизвлече- ния из продуктивных пластов месторождений.

ВЕЩЕСТВА РЕЛИКТОВЫЕ — см. хемофоссилии.

ВЕЩЕСТВО ГУМОИДНОЕ (гумои- ды) — компоненты органического вещества пород, генетически связанные с продуктами диагенетического преобразования углеводно-белкового комплекса типа меланоидинов. Подобно гумусовому веществу, В. г. характеризуется низким содержанием водорода (около 5 %), однако в отличие от гумусового вещества, представляющего собой продукты преобразования целлюлозно-лигнинного материала наземной растительности, является преимущественно продуктом взаимодействия аминокислот и углеводов простейших морских организмов и свойственно ОВ сапропелевого . типа. Углепетрографически присут- ч” ствие морфологически выраженных включений В г. иногда обнаруживается в виде «псевдовитринита» и других подобных ему аналогов гумусового вещества. Содержание диффузных форм В г. может быть рассчитано по элементному составу ОВ, а также по результатам лаборатор-

ного коксования и полукоксования ОВ.

ВЕЩЕСТВО ОРГАНИЧЕСКОЕ ВОДОРАСТВОРЕННОЕ — в комплексе органических соединений, способных в той или иной мере растворяться в воде, от 70 до 100 % составляют вещества, извлекаемые из нее хлороформом (аквабитумоиды). В их составе присутствуют как углеводороды, так и асфальтово-смолистые компоненты. Некоторые из В. о. в. могут быть использованы в качестве показателей при прямых геохимических поисках залежей нефти и газа. Например, бензол и его гомологи обнаруживаются в приконтурных водах и отсутствуют в водах пустых структур и непродуктивных горизонтов. Содержание бензола, измеряемое сотыми долями мг/л, характеризует воды газовых и газонефтяных месторождений, а вблизи промышленных залежей нефти его концентрация в подземных водах достигает десятых мг/л. Общее содержание хлороформенного аквабитумоида особенно велико в зоне ВНК. В составе водорастворенного ОВ пластовых вод присутствуют нафтеновые кислоты. Они являются характерным компонентом вод нефтяных месторождений и содержание их колеблется от следов до сотен мг/л в зависимости от состава нефти, типа вод, близости нефтяной залежи, гидрогеологической раскрытости недр. В водах хлоркальциевого типа нафтеновых кислот очень мало или их вообще нет, что объясняется плохой растворимостью в воде их кальциевых солей. Максимально содержание нафтеновых кислот (за исключением случаев сильной гидрогеологической раскрытости) в водах продуктивных нефтеносных горизонтов. Содержание этих кислот в водах газовых залежей не превышает общего фона. Значительную часть водорастворенного ОВ составляют летучие органические кислоты, суммарное количество которых в приконтурных водах значительно превышает фон.

ВЕЩЕСТВО ОРГАНИЧЕСКОЕ ИСКОПАЕМОЕ— термин, объединяющий угли, органическую часть горючих сланцев и рассеянное в породах ОВ.

ВЕЩЕСТВО ОРГАНИЧЕСКОЕ НЕРАСТВОРИМОЕ-—см. кероген.

ВЕЩЕСТВО ОРГАНИЧЕСКОЕ

ПОДЗЕМНЫХ ВОД — органические соединения, находящиеся в подземных водах в растворенном состоянии. Основную массу В. о. п. в. составляют разнообразные органические кислоты и их соли: гуминовые, фульвокислоты, карбоновые кислоты и др. В меньших концентрациях содержатся азот-, серо-, фосфорсодержащие соединения, УВ, углеводы, фенолы. В подземных водах нефтяных месторождений представляют особый интерес органические карбоновые (пропионовая уксусная и пр.), нафтеновые кислоты, фенолы, арены (бензол, толуол и пр.), а также сумма ОВ, извлекаемых хлороформом. Определяется В. о. п в, как правило, путем его экстракции из вод органическими растворителями. Содержание В. о. п. в. чаще всего составляет единицы — десятки, редко первые сотни мг/л. Присутствие в подземных водах относительно повышенных количеств таких веществ, как фенолы, арены и др может рассматриваться как признак того, что подземная вода находилась в контакте с нефтью, скопление которой расположено не дальше 1 км ВЕЩЕСТВО ОРГАНИЧЕСКОЕ РАССЕЯННОЕ (РОВ) — один из компонентов осадочных горных пород, присутствующий в них в виде мелких включений (детрит) или тончайших частиц, сорбированных минеральной частью породы. Детритные формы представлены главным образом компонентами групп витринита, фюзинита, лейптинита и т. д В сорбированной форме находится в горных породах бесструктурное ОВ групп альгинита и сорбомикстинита Содержание РОВ и его генетический тип в породах в общем случае зависит от литофациального типа последних. В подавляющей массе осадочных горных пород содержание РОВ не превышает 1—2 %. Особенно низкие концентрации (порядка 0,01 %) распространены широко, но полное отсутствие РОВ в горных породах едва ли возможно Доля осадочных пород с повышенным содержанием РОВ невелика, и совсем незначительна доля пород, содержащих РОВ

в количествах более 20 % (горючие сланцы). Наиболее бедны РОВ породы красноцветных и карбонатных формаций, наиболее богаты глинистые и глиписто-карбонатные отложения типа баженовской и доминико- вой свит. Относительное содержание РОВ в горных породах может быть охарактеризовано по содержанию в них Сорг. Так, средние содержания Сорг в глинистых породах 1,02%, в песчано-алевритовых — 0,37 %, в мергелях — 0,44 %, в карбонатах — 0,2 %• Среднее содержание Сорг в древних горных породах меньше (в кембрии — 0,2 %), чем в молодых (в неогене—1,08%). Надо отметить, что присутствие в горных породах значительных количеств детрита (например, в песчаниках угленосных формаций) может исказить описанную картину Для ориентировочной оценки содержания РОВ в горных породах по количеству Сорг используются следующие условные пересчетные коэффициенты (табл В 1).

По условиям образования РОВ может быть автохтонным, т. е образовавшимся за счет биопродукции той среды, в которой формировался и осадок, и аллохтонным, поступившим в осадок из другой среды. По вещественно-петрографическому составу различают РОВ сапропелевого, гумусо-сапропелевого, сапропелево-гумусового и гумусового генетических типов. Последнее, в отличие от гумусовых углей, содержит, как правило, в числе микрокомпонентов сорбомик- стинит. РОВ в зависимости от различных геологических условий (глубины погружения пород, их литологии, возраста и пр) находится на различных стадиях катагенетической преобразованности В процессе катагенеза РОВ способно генерировать значительные количества жидких и газообразных УВ, и поэтому рассматривается с позиций осадочно- миграционной теории в качестве главного источника нефти и газообразных УВ в литосфере.

ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ СКВАЖИН (интерференция) — процесс формирования общей воронки депрессии (репрессии) давления в эксплуатируемом пласте. Интенсивность Вс зависит от комплекса факторов, среди

Стадии углефикацииПересчетный коэффициентДля гумусового и сапропелевогумусового ОВДля сапропелевого ОВТорфяная*пк1 (боПК,-ПК2 (Бь Б2)ПК2 (Б2)ПКз. ПКз-MKi (Б3. БД)мк„ МК2 (Д, Г)МКз (Ж)мк<, МКз. AKi. АКг (К, ос, Т, ПА)АКз (А)1,82-1,67Л1,54J1,50-1,401,43)IS}1-з5-,'з°1,18 1,П 1,05Стадии углефикацииПересчетный коэффициентДля гумусового и сапропелевогумусового ОВДля сапропелевого ОВТорфяная*пк1 (боПК,-ПК2 (Бь Б2)ПК2 (Б2)ПКз. ПКз-MKi (Б3. БД)мк„ МК2 (Д, Г)МКз (Ж)мк<, МКз. AKi. АКг (К, ос, Т, ПА)АКз (А)1,82-1,67Л1,54J1,50-1,401,43)IS}1-з5-,'з°1,18 1,П 1,05ТАБЛИЦА В.1ТАБЛИЦА В.1Условные коэффициенты пересчета содержания Сорг в породе на содержание РОВ в породеУсловные коэффициенты пересчета содержания Сорг в породе на содержание РОВ в породекоторых могут быть выделены природные (литрлогическая неоднородность пластов, их гидродинамическая связь и т. п.) и техногенные, искусственно создаваемые (система расположения скважин на месторождении, степень их совершенства и т. п.).

Стадии углефикации

Пересчетный коэффициент

Для гумусового и сапропелевогумусового ОВ

Для сапропелевого ОВ

Торфяная*

пк1 (бо

ПК,-ПК2 (Бь Б2)

ПК2 (Б2)

ПКз. ПКз-MKi (Б3. БД)

мк„ МК2 (Д, Г)

МКз (Ж)

мк<, МКз. AKi. АКг (К, ос, Т, ПА)

АКз (А)

1,82-

1,67Л

1,54J1,50-1,40

1,43)

IS}1-з5-,'з°

1,18 1,П 1,05

Стадии углефикации

Пересчетный коэффициент

Для гумусового и сапропелевогумусового ОВ

Для сапропелевого ОВ

Торфяная*

пк1 (бо

ПК,-ПК2 (Бь Б2)

ПК2 (Б2)

ПКз. ПКз-MKi (Б3. БД)

мк„ МК2 (Д, Г)

МКз (Ж)

мк<, МКз. AKi. АКг (К, ос, Т, ПА)

АКз (А)

1,82-

1,67Л

1,54J1,50-1,40

1,43)

IS}1-з5-,'з°

1,18 1,П 1,05

ТАБЛИЦА В.1

ТАБЛИЦА В.1

Условные коэффициенты пересчета содержания Сорг в породе на содержание РОВ в породе

Условные коэффициенты пересчета содержания Сорг в породе на содержание РОВ в породе

ВЗБРОС — субвертикальный разрыв слоев, которые на его висячем крыле относительно смещены вверх по восстанию сместителя. Углы падения В. 60—90°. Более пологие В. с углами наклона сместителя 45—60° называют взбросо-надвигами или крутыми надвигами. В зависимости от отношения сместителя к простиранию слоистости пород выделяют В.: согласный, поперечный, косой. В, у которых смещение вверх испытывает лежачее крыло, называют обратным или подбросом. Несколько сближенных параллельных В. именуют В чешуйчатым

ВЗБРОСО-СДВИГ — см. сдвиго- взброс.

ВИБРОСЕЙС — см. метод вибро- сейсмический.

ВИД — основная структурная и номенклатурная единица в системе живых оршнизмов В. представляет собой совокупность популяций особей, обладающих морфофизиологическим сходством, занимающих определенный ареал и свободно скрещивающихся между собой с образованием плодовитого потомства Виды отде

ляются друг от друга репродуктивной изоляцией Благодаря наличию ряда морфологических признаков В. могут устанавливаться и на ископаемом материале, хотя и не так строго, как на современном материале. В состоят из подвидовых (подвиды) и инфравидовых (формы, разновидности, морфы) группировок В обязательно должны иметь голо- типы, которые являются материальными носителями их названия Наименование вида образуется из названия рода, собственно видового названия и фамилии автора В. (в ботанической номенклатуре также и фамилии автора, установившего современное систематическое положение В.), например Dorsoplanites pan- deri (d’Orb.); Querluxla angulata (Newb.) Krysht.

ВИД-ИНДЕКС — в биостратиграфии вид древней фауны или флоры, наиболее характерный для какой-либо зоны или слоев, по которому называется эта зона или слои (например, зона Macrocephalites macrocephalus, слои с Cladophlebis aldanensis}. Иногда биостратиграфическое подразделение имеет два (например, зона Len- ticulina infravolgaensis и Saracenaria pravoslavlevi и даже три В.-и. (например, зона Spiroplectammina para- > vicinalis, Dorothia tortuosa и Ammo- bacuhtes labythnangensis). В -и обычно распространен только в страти-

графическом интервале своей зоны, однако в качестве индексов достаточно часто выбираются виды и с более широким стратиграфическим диапазоном, но наиболее характерные именно для данной зоны или слоев. В.-и. не заменяет собой зонального комплекса, поэтому зона может устанавливаться в разрезе и без своего В.-и., если в этом разрезе обнаружен ее зональный комплекс.

ВИД ТИПОВОЙ (тип рода)—номинальный вид, являющийся типом таксона родовой группы (рода, подрода).

ВИДООБРАЗОВАНИЕ — процесс возникновения новых видов. Происходит внутри обособленных (пространственно, экологически) популяций вида-предка путем накопления в их генофонде мелких мутаций (микроэволюция) и последующего отбора. Различают аллопатрическое В., происходящее в силу пространственного обособления отдельных популяций вида-предка, в результате чего в каждой популяции или в некоторых популяциях происходит накопление специфичных мутаций, которое в конце концов приводит к генетической изоляции этих популяций друг от друга (обычно первым шагом к аллопатрическому В. является возникновение географических подвидов), и симпатрическое В., которое происходит в пределах одного ареала путем экологического разобщения отдельных популяций.

ВИДЫ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ — технические и методические средства решения задач нефтегазовой геологии на различных этапах геологоразведочного процесса. Схема основных В. г. р. представлена в табл. В.2 ВИКИНГ ГОРИЗОНТ (Боу-Ай- ленд) — распространен в Зап. Канаде. Собственно песчаник Викинг выделяется в Центральной Альберте, на юге и юго-востоке Альберты ему соответствует горизонт Боу-Айленд. Представлен песчаниками с прослоями глин. Ср. мощн. 50 м. Относится к пограничным слоям нижнего и верхнего мела. Промышленно нефтеносен

ВИКУЛОВСКАЯ СВИТА — распространена в зап половине Зап Си

бири. Сложена мелкозернистыми песчаниками, алевролитами и алевритовыми глинами с прослоями и линзами угля. Мощн. до 300 м. Возраст апт — альб. Нефтеносна во Фроловском районе.

ВИОЛА ГРУППА — распространена на Мидконтиненте (США). Широко развита в Зап. Внутреннем бассейне. Представлена известняками, иногда кремнистыми, зелеными глинами и доломитами. Мощн. изменяется от 450-м на юго-востоке бассейна до 45 м на севере. Включает в себя формации: известняки Трентон, известняки Фернвейл, глины Сильвен. Относится к ордовику. Промышленно нефтеносна. Продуктивные горизонты связаны с известняками и доломитами.

ВИТЕРИТ — см. карбонаты.

ВИТРЕН —см. ингредиенты гумусовых углей.

ВИТРИНИТ — группа микрокомпонентов ископаемого ОВ, исходным материалом которых послужили остатки высших растений, окисленные в процессе разложения лигнино-цел- люлозных тканей в седиментогенезе и диагенезе (см. гелификация). В. является основным микрокомпонентом некоторых классов гумусовых углей и РОВ пород Изменения оптических свойств В. в процессе катагенеза используются для определения степени катагенеза.

ВЛАГА КАПИЛЛЯРНАЯ — см. вода капиллярная.

ВЛАГОЕМКОСТЬ — способность горных пород вмещать и удерживать в себе воду. В. выражается в весовых или объемных процентах от абсолютно сухой породы Различают В.: а) максимальную молекулярную Wm — максимальное количество гигроскопической и пленочной воды, удерживаемое частицами породы; б) капиллярную Wk — максимальное количество воды, удерживаемое в капиллярных порах; в) полную Wt — максимальное количество воды, удерживаемое породой при полном ее насыщении водой (для ненабухающих пород Wt = n/б, где п — пористость, б — объемный вес скелета породы); для набухающих глинистых пород различают Wt при данной пористости и соответствующую набухшему образцу; г) максимальную

ТАБЛИЦА В.2

Основные виды геологоразведочных работ на нефть и газ

гигроскопическую Wn — максимальное количество воды, поглощаемое породой из воздуха. Разность между Wt и ^т характеризует водоотдачу горной породы и выражается в % или в л/м3 породы. По В. породы делятся на влагоемкие — глины, торф и др., слабовлагоемкие — мелкозернистые пески, мергели, мел и др, невлагоемкие— галечник, гравий, крупнозернистые пески, массивные известняки, метаморфические породы и др. В ряду гумитов В. резко падает от торфа (80—99 %) к длиннопламенным (10—20%) и низшим газовым углям (3—10 %) и далее колеблется й пределах (1,5—2,5)44-4%, в антрацитах возрастает до 4-6 %.

ВЛАГОМЕТРИЯ СКВАЖИНЫ — определение содержания воды в жидкости, заполняющей ствол скважины. Для этой цели применяется скважинный влагомер, основанный на измерении частоты генератора с С-контуром, между обкладками конденсатора которого, находится исследуемая жидкость. Емкость конденсатора, а следовательно, и частота генератора изменяется в зависимости от диэлектрических свойств жидкости. Поскольку диэлектрические свойства нефти и воды (пластовой или нагнетаемой) различны, удается определить положение водонефтяного раздела в стволе скважины и оценить содержание воды в водонефтяной смеси, поступающей из пласта. Метод применяется в основном при контроле за эксплуатацией нефтяных месторождений.

ВЛАЖНОСТЬ ГАЗА АБСОЛЮТНАЯ — содержание паров воды в единице объема газа (г/м3). Предельное содержание паров воды в газе в заданных условиях соответствует его точке росы. Отношение абсолютной влажности к предельной в заданных условиях называется относительной и выражается в %. Содержание водяных паров в природных или пластовых газах зависит от давления, температуры и состава газа.

ВЛАЖНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД — количество воды, содержащейся в породе. Определяется разностью массы образца горной породы до и после его высушивания при темпе

ратуре 105—ПО °C до состояния абсолютно сухой породы. Различают В. г. п.: а) абсолютную—выраженную по отношению к массе абсолютно сухой горной породы; б) весовую— отношение массы воды к массе абсолютно сухого образца породы, выраженное в % или долях единицы; в) объемную — отношение объема воды в горной породе к объему всей породы, выраженное в % или долях единицы; г) относительную — отношение объема воды в горной породе к объему пор, %; д) полную — отношение массы воды в объеме всех пор к массе скелета горной породы; е) приведенную — отношение объема воды к объему скелета горной породы. Существуют и некоторые др. способы опенки. В. г. п.

ВНУТРЕННЯЯ ВОСТОЧНО-АВСТРАЛИЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — расположена в центральной части Австралии; занимает территорию штатов Юж. Австралия, Квинсленд, Новый Юж. Уэльс. Начало освоения (установление промышленной нефтегазоносности) 1963 г. Представляет собой синеклизу в пермских, мезозойских и кайнозойских отложениях, подстилаемую погребенными грабенами Пе- дерка, Куперс-Крик, Лейк-Галили, Драммон, Эйдавел, Банкения, Лейк- Фром, заполненными палеозойскими и, возможно, верхнепротерозойскими породами. На востоке и юго-востоке граничит с НГБ Боуэн-Сурат, на юго-западе к нему примыкает НГБ Пири-Торренс, на западе НГБ Амадиес, на северо-западе НГБ Джорджия, на севере НГБ Карпентария- Папуа. Занимает площадь 380 тыс. км2 при ширине 1125 и длине 1315 км; общий объем осадков 1140 тыс. км3 (по другим данным площадь 1192 тыс. км2, объем 3576 тыс. км3); общая ориентировка бассейна СВ— ЮЗ. Фундамент докембрийского и каледонского возраста; выходы первого на поверхность наблюдаются по юго-зап., зап. и сев. обрамлению бассейна, выходы второго — по южному. Таким образом, возраст фундамента становится моложе с запада на восток. Макс, глубина залегания фундамента 6 км и более. Макс, мощн. пород кайнозоя 200 м,, мезозоя 3900 м, перми 1800 м, карбона

и девона более 3000 м, ордовика — кембрия с протерозоем 1000 м

Перерывы: внутри верхнего мела и пермь — триас; основные перерывы с угловым несогласием: пермь — карбон; девон — ордовик (и нижележащие). Разрез отложений в основном терригенный; известняки, и вообще карбонатные породы, играют подчиненную роль. В пределах бассейна выявлен ряд нефтяных, нефтегазовых и газовых месторождений в прогибах Куперс-Крик и Эйдавел, связанных с одноименными грабенами. В основном все месторождения приурочены к пологим куполовидным поднятиям и брахиантиклиналям; залежи преимущественно пластовые сводовые, иногда литологически экранированные. Связаны главным образом с песчаниками перми и нижнего девона, залегающими на глубинах 2000—3000 м. Наиболее крупные газоконденсатные месторождения: Гиджелпа (140 млрд, м3), Му- умба(130 млрд. м3). Последнее связано, по сути дела, со структурой облекания выступа изверженных пород. На 1.01.81 г. число открытых месторождений составляло: нефтяных 1, газовых 26, нефтегазовых 4. Начальные извлекаемые прогнозные ресурсы оцениваются* нефть 714 млн. т, конденсат 92 млн. т, газ 11 379 млрд. м3.

ВОГЕЗИТ — см. породы изверженные.

ВОГЕЛКОП НЕФТЕНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (бассейн Салавати) — находится на п-ове Вогелкоп о. Новая Гвинея, в пределах Индонезии. В тектоническом отношении представляет собой прогиб в области кайнозойской складчатости. Его размеры 225 X 425 км, площадь 96 тыс. км2, объем осадочного выполнения 382 тыс. км2. Область вытянута в сев.-зап направлении и частично охватывает прилегающие к полуострову акватории Церемского и Арафурского морей Начало освоения 1936 г. Окаймляющие горные поднятия сложены осадочными и магматическими породами палеозоя — палеоген-неогена Тектонический прогиб выполнен палеоген-неогеновыми и четвертичными осадками, несогласно залегающими на более древних слоях. Два несогласия в зале

гании отложений отмечается в неогене и одно в антропогене Нижняя часть разреза (палеоген — миоцен) представлена известняками, глинами и мергелями, а верхняя — терригенными осадками. Кайнозойские отложения слагают пологие куполообразные и брахиантиклинальные складки, разбитые нарушениями на блоки. Продуктивными являются верхнемио- иеновые известняки Залежи пластовые сводового типа Первым было открыто нефтяное месторождение Кламоно, затем Могон Казия, Юж. Менгала, Джая и Валио. Все месторождения мелкие.

ВОГУЛКИНСКАЯ ТОЛЩА — крайне зап. (Приуральская) часть Зап Сибири. Представлена песчаниками и алевролитами с прослоями и пачками гравелитов и конгломератов; в верхней части обычно детритовые известняки и спонголиты; в средней части иногда появляются аргиллиты Мощн. толщи значительно варьирует от 2 до 130 м Представляет собой прибрежную и мелководную фации абалакской свиты. Охарактеризована аммонитами, двустворками и фора- миниферами. Возраст келловей — ки- меридж, возможно, на отдельных участках включает в себя и волжские слои Промышленно нефтеносна в пределах Приуральской и Фро- ловской нефтегазоносных областей (пласты П1-3).

ВОДА АДСОРБЦИОННАЯ (адсорбированная) — см. вода связанная. ВОДА В МИНЕРАЛАХ (химически связанная) — входящая в состав минералов в той или иной форме. В зависимости от последней различают три типа В м • конституционную, кристаллизационную, цеолитную. ^Вода конституционная находится в молекуле минерала в виде ионов Н+’ и ОН”, которые могут быть удалены только при полном разрушении молекулы минерала (нагреванием до температур >400 °C или хикгическим воздействием) Вода кристаллизационная входит в состав молекулы минерала в виде целого числа молекул НгО, занимающих определенные места в кристаллической решетке. Количество молекул воды по отношению к неводным молекулам является постоянным для данного минерала. Эта вода может быть удалена на-

греванием (дегидратация), кристаллическая решетка минерала при этом разрушается, а остающееся безводное соединение часто представляет собой уже другой минерал. Вода цеолитная входит в состав некоторых минералов в виде молекул Н2О, расположенных в свободных полостях кристаллической решетки. В глинистых минералах со слоистой структурой такую воду часто называют межслоевой. Число молекул цеолитной воды по отношению к неводным молекулам минерала может меняться в широких пределах без изменения кристаллической решетки и физической однородности вещества. Вода цеолитная может быть удалена нагреванием без нарушения кристаллической решетки и вновь возвращена в нее при увлажнении Типичным примером цеолитной воды может служить вода в монтмориллонитах, которая в процессе погружения (при возрастании температуры и давления) удаляется из глинистых пород, переходя в свободную воду в смежных проницаемых пластах.

ВОДА ВОЗРОЖДЕННАЯ— свободная или физически связанная подземная вода, образовавшаяся из кристаллизационной или межслоевой воды минералов (например, гипса) в процессе их дегидратации.

ВОДА ГИГРОСКОПИЧЕСКАЯ —см. вода связанная.

ВОДА ГРАВИТАЦИОННАЯ — разновидность воды свободной^ передвижению которой по пустотам породы под действием силы тяжести не мешают капиллярные и электромолеку- лярные силы. По особенностям циркуляции различают четыре разновидности В. г.: вода поровая, циркулирующая по порам горных пород; вода трещинная, циркулирующая по системе сопряженных трещин в трещиноватых горных породах; вода трещинно-жильная, циркулирующая по обособленным крупным зияющим трещинам; вода карстовая (или трещинно-карстовая), циркулирующая в разнообразных карстовых полостях, образованных в результате растворения движущейся водой стенок трещин в карбонатных, сульфатных и галогенных породах. По условиям залегания В. г. различают три разновидности: вода пластовая, вода

грунтовая и вода иловая

ВОДА ГРУНТОВАЯ — гравитационная вода первого от поверхности постоянно существующего водоносного горизонта. Имеет свободную поверхность, находится под атмосферным давлением. Обычно над В. г. отсутствует сплошная кровля водонепроницаемых пород. Области распространения В. г. совпадают с областями поглощения (питания). Горизонты с В. г. располагаются в зоне свободного водообмена. Режим горизонтов В г. формируется под воздействием физико-географических факторов (климата, рельефа и др.). Для состава и минерализации В. г. характерна широтная зональность на равнинах и вертикальная — в горных районах.

ВОДА ГРЯЗЕВЫХ ВУЛКАНОВ — подземные воды, разгружающиеся на поверхность в процессе грязевого вулканизма. Интенсивности разгрузки В. г. в. меняются от 0,01—1,0 л/с в спокойную грифонную стадию до десятков и сотен тысяч м3/ч во время крупных извержений. Минерализация В. г. в. изменяется от 5 до 80 г/л и колеблется в среднем от 10 до 20 г/л. В СССР наиболее минерализованы В. г. в. Азербайджана и Зап. Туркмении, наименее — о. Сахалина. По составу В. г. в. относятся в основном к гидрокарбонатно-нат- риевому и хлоркальциевому (по Сулину) типам при преимущественном развитии вод первого типа. Водр хлоркальциевого типа обнаружены лишь в Прикуринской области Азербайджана, а также на отдельных вулканах Сев.-Зап. Кавказа, Вост. Грузии и Зап. Туркмении. В В. г. в. присутствуют В, Br, I, Li, Rb, Cs, Sr, P, F, Hg и др. микроэлементы, иногда в значительных количествах. В кратерах некоторых грязевых вулканов имеются пленки нефти. Минерализация и состав В. г. в. не остаются постоянными. В тектонически активных районах в В. г. в. фиксируется аномально высокое содержание углекислоты, бора, ртути и т. д. Воды и газы грязевых вулканов играют значительную роль в формировании состава природных вод, обогащая их гидрокарбонатами щелочей, бором, литием, ртутью и др. компонентами. Сопочная грязь и

воды также имеют большое бальнеологическое значение

ВОДА ЗАКОНТУРНАЯ — см. воды нефтяных и газовых месторождений. ВОДА ИЛОВАЯ — вода, заполняющая поровое пространство донных осадков. Является реликтовой придонной водой бассейна седиментации, захороненной вместе с частицами осадка. При диагенезе растворенные в В. и. вещества изменяются в результате взаимодействия с твердой фазой осадка (в том числе с ОВ),с водой,отжимаемой из нижележащих отложений и с придонной водой.

ВОДА ИНФИЛЬТРАЦИОННАЯ — подземная вода, сформировавшаяся в результате инфильтрации (всачи- вания) в поры горных пород вод атмосферных осадков и гидросферы. Различают: субаэральную (наземную) инфильтрацию—проникновение в породы атмосферных вод, и суб- аквальную (подводную) инфильтрацию — проникновение в породы речных, озерных и морских вод. В формировании химического состава В и. ведущую роль играет выщелачивание пород, в меньшей степени окислительно-восстановительные реакции, катионный обмен и т. п. Глубина проникновения инфильтрационных вод может достигать 1000 м и более. Считается, что присутствие В. и. в разрезе горных пород создает неблагоприятную среду для длительного существования нефтяных и газовых залежей. '

ВОДА ИНФЛЮАЦИОННАЯ — подземная вода, сформировавшаяся в результате инфлюации (втекания) вод атмосферы и гидросферы по каналам относительно крупного сечения в пустоты горных пород.- Преимущественно эти воды свойственны районам развития карста.

ВОДА КАПИЛЛЯРНАЯ — разновидность воды свободной, занимающая в горных породах участки капиллярных пор и трещин, ограниченные поверхностью водных менисков Необходимым условием образования В.к является присутствие в горной породе газа или жидкости, не смешивающейся с водой (например, нефти). По степени подвижности под действием силы тяжести различают капиллярно-неподвижную (или

воду углов нор) и капиллярно-подвижную (или воду собственно капиллярную) воду. В. к. образует капиллярную зону (кайму) у фазовой границы между двумя несмешиваю- щимися жидкостями или жидкостью и газом, размер которой зависит от величины капилляров, поверхностных свойств пород, жидкостей и газов. ВОДА КАРСТОВАЯ — см. вода гравитационная.

ВОДА КОНДЕНСАЦИОННАЯ — подземная вода, свободная или связанная, являющаяся продуктом конденсации водяного пара и характеризующаяся аномально низким содержанием растворенных веществ.. В. к. может образовываться как в зоне аэрации при проникновении влажного воздуха в пустоты относительно более холодных пород, так и в некоторых газовых залежах при снижении температуры парогазовых смесей. В последнем случае это приводит к снижению минерализации подошвенной воды залежи,

ВОДА КОНСТИТУЦИОННАЯ—см. вода в минералах.*

ВОДА КО НТУР НАЯ—см. воды нефтяных и газовых месторождений. ВОДА КРАЕВАЯ—см. воды нефтяных и газовых месторождений.

ВОДА КРИСТАЛЛИЗАЦИОННАЯ— см. вода в минералах.

ВОДА ЛИТОГЕННАЯ — см проис^ хождение подземных вод.

ВОДА МЕЖСЛОЕВАЯ — см. вода в минералах.

ВОДА МЕТЕОГЕННАЯ —см. происхождение подземных вод.

ВОДА МЕТЕОРНАЯ — выпадающая в виде атмосферных осадков на поверхность Земли.

ВОДА МИНЕРАЛИЗОВАННАЯ — вода, содержащая более 1 г/кг растворенных солей (пресная — 1 г/кг). В. м. подразделяются на солоноватые (1—10 г/кг), соленые (10— 35 г/кг) и рассолы (>35 г/кг). Для большинства нефтяных и- газовых месторождений характерны воды соленые и рассолы.

ВОДА НАПОРНАЯ (артезианская)— подземная вода, залегающая между водоупорными или относительно водоупорными пластами глубже горизонта грунтовых "вод и поднимающаяся выше кровли вмещающего ее горизонта при вскрытии его скважи-

ной. или др. горными выработками Водоносные комплексы и горизонты, вмещающие В. н, называют напор- . ными. Воды нефтяных и газовых месторождений обычно напорные.

ВОДА НОВООБРАЗОВАННАЯ — свободная или физически связанная подземная вода, возникшая из своих составных частей (ионов Н+ и ОН"), представлявших до этого конституционную воду минералов или входивших в состав ОВ, при их химическом разложении (например, в процессе катагенеза РОВ).

ВОДА ОСТАТОЧНАЯ — вода свободная или связанная, локально сохранившаяся в порах коллектора после того, как он был заполнен нефтью и (или) газом. Количество В. о. зависит от структурных, текстурных особенностей пород-коллекторов, их минералогического состава, физико- химических свойств самой воды и вытесняющих ее нефти и газа.

ВОДА ПЛАСТОВАЯ (межпластовая) — разновидность воды гравитационной, заключенной в пластах горных пород, ограниченных в кровле и подошве водоупорными породами Для В. п. характерен напорный режим фильтрации. В нефтепромысловой практике термин В. п. часто употребляется и в более узком смысле: вода, залегающая в данном продуктивном пласте

ВОДА ПЛЕНОЧНАЯ — см. вода связанная.

ВОДА ПОДЗЕМНАЯ — находящаяся в толщах горных пород земной коры. Выделяются разные подтипы В. п. по характеру и силе ее связи с вмещающей породой в разных физических состояниях:

к су В S .

Вода в виде пара Вода свободная

( Гравитационная

(Капиллярная

СП t<

Вода1

f Рыхло связанная

О в

связанная 1

1 Прочно связанная

СУ

Цеолитная

о

Вода в мине

Кристаллиза

ралах

ционная

Вода в твердом состоянии

Конституционная

В нефтегеологической практике термин В. п часто употребляется в

более узком смысле: при обсуждении проблем происхождения В. п, формирования ее химического состава, гидрогеологических показателей нефтегазоносности. При изучении вод нефтяных и газовых месторождений и роли В. п. в формировании и разрушении последних под термином В. п. чаще всего понимают только свободную и связанную воду.

ВОДА ПОДОШВЕННАЯ — см. воды нефтяных и газовый месторождений. ВОДА ПОРОВАЯ — см. вода гравитационная.

ВОДА ПРИДОННАЯ — нижний слой водной толщи различных водоемов, непосредственно соприкасающийся со дном. Оказывает прямое физико-химическое и гидродинамическое воздействие на донные осадки.

ВОДА ПРОМЕЖУТОЧНАЯ — см воды нефтяных и газовых месторождений.

ВОДА СВОБОДНАЯ — вода, находящаяся в подземных условиях в жидком физическом состоянии (главный объект изучения нефтяной гидрогеологии). В зависимости от степени подвижности, условий залегания и особенностей циркуляции различают ряд разновидностей В. с :

к

Вода капиллярная

' Капиллярнонеподвижная Капиллярноподвижная

сУ В

Поровая

о

Вода

Трещинная

ю о .

Трещинно

3 <у

Вода грави

пластовая

жильная

Карстовая

таци

(Поровая

онная

Вода

Трещинная Трещинно

грунтовая

жильная

Карстовая

Вода иловая

Важнейшие характеристики В. с.: генетическая, газогидрохимическая, микробиологическая и динамическая. ВОДА СВЯЗАННАЯ (физически связанная) — подземная вода, удерживаемая у стенок пустот горных пород электромолекулярными силами, превосходящими силу тяжести и капиллярные силы В с. не обладает

основными свойствами жидкой воды, может быть удалена высушиванием породы (при 105—НО °C) и отжатием (>300—500 МПа). Различают две разновидности* вода прочно связанная (иначе — гигроскопическая, адсорбированная), не способная к перемещению без нагревания или уплотнения породы, и вода рыхло связанная (или пленочная, слабо связанная), обволакивающая частицы породы «плёнкой» разной толщины и перемещающаяся вдоль «пленки» как жидкость от участков с большей толщиной «пленки» к участкам с ее меньшей толщиной. В с. может отжиматься в проницаемые породы из глинистых пород при их естественном уплотнении, переходя в воду свободную (см. водообмену ВОДА СЕДИМЕНТОГЕННАЯ (захороненная морская, унаследованная, талассогенная, реликтовая) — бывшие иловые и придонные воды бассейна седиментации, захороненные среди твердых осадков в виде свободной или связанной воды. В процессе последующей эволюции осадка и породы В. с. остаются на месте захоронения (воды, сингенетичные породе) или перемещаются в др. участки литосферы

ВОДА СОЛЮЦИОННАЯ — подземная вода свободная или связанная, ранее растворенная в нефти, но выделившаяся из нее в естественных условиях при снижении температуры (например, в процессе заполнения ловушки). В с. может подстилать нефтяную залежь, образуя слой небольшой мощности (от сантиметров до нескольких метров) В. с. отличается от др пластовой воды пониженной минерализацией при более высоком содержании бикарбонатов, кремнезема и различных ОВ (см. происхождение подземных вод).

ВОДА ТЕРМАЛЬНАЯ (гидротер- ма)—подземная вода, имеющая повышенную температуру. Различают В. т. относительную, у которой температура выше средней годовой температуры воздуха данной местности, и абсолютную, у которой температура либо выше 20 °C (максимальной среднегодовой температуры воздуха на земном шаре), либо выше 35 °C (температура, при которой вода имеет минимальную теплоемкость).

Температура подземных вод зависит от эндогенного внутреннего тепла Земли и экзогенных климатических особенностей данной территории. Движение В. т. является важным фактором перераспределения тепла в литосфере. На поверхность Земли В. т. выводятся в термальных источниках, гейзерах, при вулканических извержениях, а также в искусственных горных выработках. Различают В. т. холодные (<20°С), теплые (20—35 °C), горячие (35—50 °C), очень горячие (50—70 °C), весьма горячие (70—100 °C) и перегретые (>100 °C).

ВОДА ТРЕЩИННАЯ — см. вода гравитационная

ВОДА ТЯЖЕЛАЯ — вода, состоящая из более тяжелых изотопов водорода и кислорода по сравнению с теми, которые образуют обычную воду. Вследствие наличия трех изотопов водорода (1Н, D, Т) и шести изотопов кислорода (14О, 15О, 16О, пО, 18О, 19О) имеются 36 изотопных разновидностей воды. Содержание В.т. в природной воде составляет 0,0002 части.

ВОДА ФИЗИЧЕСКИ СВЯЗАННАЯ— см. вода связанная.

ВОДА ФРЕАТИЧЕСКАЯ — любая подземная вода, доступная для эксплуатации колодцами. Термин В. ф. часто употребляется как синоним термина «вода грунтовая».

ВОДА ХИМИЧЕСКИ СВЯЗАННАЯ — см. вода в минералах.

ВОДА ЦЕОЛИТНАЯ —см. вода в минералах.

ВОДА ЭЛИЗИОННАЯ — подземная вода, выжимаемая в коллектор из пород (главным образом из глин и алевролитов) при их уплотнении.

ВОДА ЮВЕНИЛЬНАЯ —см. происхождение подземных вод.

ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ (коэффициент водонасыщенности) — коллекторское свойство горной породы, характеризующее содержание в ней пластовой воды. В измеряется отношением объема открытых пор породы, занятых пластовой водой, к общему объему этих пор. Значение В. горных пород необходимо' для определения их коэффициентов нефте- и газонасыщенности, которые в свою очередь определяют геологические запасы нефти и газа в месторожде-

нии В. образца горной породы определяют в лаборатории с помощью экстрагирования в аппарате Закса. При этом необходимо использовать образец керна, выбуренного с применением бурового раствора на нефтяной основе и тщательно загерметизированного (запарафииированного) после подъема его на дневную поверхность. В ином случае в керн проникнет фильтрат бурового раствора. Сам метод экстрагирования заключается в том, что с помощью растворителя, кипящего при температуре >100°C (толуол, ксилол), из порового пространства образца удаляются содержащиеся там вода и нефть, которые, конденсируясь вместе с парами растворителя в холодильнике, попадают затем в измерительную бюретку.

ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ ОСТАТОЧНАЯ (коэффициент остаточной водо- насыщенности) — отношение объема остаточной воды в горной породе к объему ее открытого пустотного пространства, выражается в долях единицы или процентах. В. о. зависит от структурных, текстурных особенностей пород-коллекторов, их минералогического состава, физико-химических свойств самой воды и вытесняющих ее нефти и (или) газа. Наиболее гидрофильными являются глинистые минералы, менее гидрофильны кварц и карбонаты. Поскольку в терригенных коллекторах обычно присутствует примесь глинистых минералов, В. о. в них выше, чем в карбонатных. Уменьшению В. о. способствует гидрофобизапия поверхности зерен, слагающих горную породу, за счет поверхностно-активных компонентов нефтей, таких как асфальтены, смолы, нафтеновые кислоты.

В. о. коллектора варьирует от единиц до 70 % и более. В о. определяется в лабораторных условиях прямыми и косвенными методами. К прямым относятся методы, основанные на непосредственном измерении количества воды в образцах с естественной насыщенностью флюидами (дистилляционные методы) или на определении содержания хлоридов в породе и его пересчете на В. о. по данным о минерализации остаточной воды (хлоридный). Косвенные

методы основаны на моделировании В. о. путем вытеснения воды тем или иным способом из предварительно насыщенного образца породы (центрифугирование, капилляриметрия, капиллярная вытяжка и др.). При подготовке образцов к определению косвенными методами (экстракция, сушка и пр.) часто нарушаются естественные смачивающие свойства минералов и результаты определения В. о. искажаются. Наиболее правильные результаты получаются при определении В. о прямыми методами на образцах из скважин, пробуренных на нефильтрующемся буровом растворе. Коэффициент В. о. используется при подсчете запасов нефти и газа объемным методом. В. о. равна 1 — ^н, где &н — коэффициент нефте- насыщенности.

ВОДООБМЕН — замещение в пласте одних подземных вод другими. Его продолжительность и полнота определяются скоростью движения подземных вод и их динамическими запасами. Условной мерой полноты В. является коэффициент В. (отношение годового расхода воды данного пласта к его статическим запасам), а продолжительность цикла В. измеряется величиной, обратной коэффициенту В., представляющей собой отрезок времени, в течение которого происходит полное обновление гравитационной воды в пласте. В артезианских нефтегазоносных бассейнах различают: 1) В. элизионный — замещение сингенетичных вод песчаных пластов водами, выжимаемыми из глин и др. уплотняющихся пород (элизионными), которое осуществляется в зависимости от геологического строения на трансгрессивном этапе развития территории или захватывает частично и регрессивный этап; 2) В. инфильтрационный — замещение сингенетичных вод песчаных пластов поверхностными (метеорными, инфильтрационными) водами, совпадающее по времени преимущественно с регрессивным этапом развития территории.

По характеру инфильтрационного В. в вертикальном разрезе платформенных артезианских нефтегазоносных бассейнов обычно выделяются (сверху вниз): зона интенсивного водообмена (свободного), зона замед-

ленного водообмена (затрудненного) ц зона весьма замедленного водообмена (практического отсутствия В., застойная зона). Их выделение обычно базируется на анализе гидрохимической зональности и в меньшей степени на данных по скоростям фильтрации подземных вод и коэффициенту В., присущих тому или иному бассейну. Пространственное положение зон В. контролируется глубиной залегания региональных водоупоров, фильтрационными свойствами водонасыщенных пород, гипсометрией области инфильтрации метеорных вод, площадью обнажающихся в области инфильтрации водоносных пластов, наличием разрывных нарушений на путях движения подземных вод и т/ д.

Наиболее достоверно выделяется зона интенсивного В, залегающая выше первого от поверхности регионального водоупора. Для нее характерен заметный перепад напоров, свидетельствующий о значительных скоростях движения вод (от .метров до сотен м/год), которым свойственны пестрый состав и низкая минерализация, высокие концентрации сульфатов, обогащенность водорастворенных газов кислородом и газами воздушного происхождения (азот, двуокись углерода). Это среда, чуждая УВ, хотя молодые скопления в ней не исключаются

Зона замедленного. В. выделяется между первым и вторым региональными водоупорами. Подвижность вод зоны низкая (менее 1 м в год). Гидродинамическая связь с водами зоны интенсивного В затруднена. В ней распространены соленые воды и сла- бометаморфизованные рассолы различных генетических типов, хлорид- ного натриевого состава, с пониженным содержанием сульфатов. В составе водорастворенных газов преобладает метан. Восстановительная среда благоприятствует формированию и сохранению залежей УВ.

Зона весьма затрудненного В. выделяется ниже второго регионального водоупора Подвижность вод зоны очень низкая (мм/год и первые см/год), возрастает роль В. на молекулярном уровне. Воды зоны представлены либо крепкими хлоркаль- пиевыми, практически бессульфатны-

ми рассолами хлоридного натриево- кальциевого и кальциево-натриевого состава, либо гидрокарбонатными солеными, практически бессульфат- ными водами хлоридного'натриевого состава, с высокой газонасыщенно- стью метановыми газами, обогащенными тяжелыми гомологами^ Наличие восстановительной обстановки в зоне создает весьма благоприятные условия для формирования и сохранения залежей УВ.

ВОДОРАЗДЕЛ — линия на водораздельном пространстве, разделяющая бассейны океанов, морей или сложных речных систем.- •

ВОДОРОД (Н) — химический* Элемент с атомным номером 1 и атомной массой 1,00797, В. — наиболее распространенный элемент космоса. В составе Земли В. присутствует как в свободном, так и в связанном‘состоянии, составляет около 1,0 % земной коры. Свободный В. присутствует главным образом в виде двухатомных молекул Нз. Молекулярный В. при обычных условиях — газ без цвета и запаха; пл. (по воздуху) 0,0695; высшая теплота сгорания 12,2 МДж/м3. Содержание свободного В. в воздухе 3-1 О*6 %, в природных газах от тысячных долей до 60 % и более, (обычно 10”1— 10-3 %). Наиболее высокое содержание В. характерно для вулканических, фумарольных и др. глубинных газов. Основным источником свободного В. в земной коре является вода, в условиях высоких температур взаимодействующая с низшими окис- лами металлов Возможно также образование части свободного В. при биогенном или радиоактивном разложении ОВ пород. В некоторых случаях обнаруживаемый в природных газах свободный В. может иметь техногенное происхождение.

Основная масса водорода Земли находится в связанном состоянии, преимущественно в виде воды (свободной, кристаллизационной, конституционной) и гидроксильных групп многих минералов. Связанный В. — один из основных компонентов живого и ископаемого ОВ. Среднее содержание В. в живом веществе 7 % (на сухое вещество), в липидах живого вещества 9—|4 %. Содержание В. в ископаемом ОВ существенно за-

висит от его генетического типа, составляет <5,5 % для гумусовых разностей и < 10—12 % для сапропелевых разностей. В нефти содер- жание-В. составляет 12—14 %, в природном газе — 24 %. Катагенетиче- ское преобразование гумусового ОВ приводит к заметному снижению доли .В. в его составе (для каменных углей от 5,3 % на стадии Д до 1,9 на стадии - А); для сапропелевого ОВ эта тенденция выражена менее четко.

В качестве показателей генетического типа ОВ и степени его ката- генетического преобразования в битуминологии широко используется отношение С/Н. -В нефтях и биту- моидах по мере их катагенетического преобразования доля В. повышается преимущественно за счет накопления наиболее богатых В. низкомолекулярных алканов. Среди УВ разных гомологических рядов наибольшим содержанием В. характеризуются насыщенные УВ — алканы и цикланы, наименьшим — поликонденсирован- ные арены типа пирена Ci6Hi0. В пределах каждого гомологического ряда доля В. снижается от первых к последующим членам. Таким образом, содержание В. (отношение С/Н) в углеводородной части нефти и би- тумоида дает некоторое представление о структуре составляющих их углеводородов.

В. имеет два стабильных изотопа: протий pH) и дейтерий (D, или 2Н). В составе водорода Земли на долю протия приходится 99,284 %. В воде нормальное соотношение D : Н = = 1 :6800 (по числу атомов). В. нефтей и природных метановых газов обогащен дейтерием (D: Н от 1:4436 до 1:3895). В. вулканических газов, напротив, содержит меньше D по сравнению с В. обычной воды.

ВОДОУПОР — слой горных пород, поры которых представлены в. основном субкапиллярными каналами (диаметр менее 0,2 мкм), практически непроницаемый для жидкостей при существующих сравнительно небольших перепадах давлений в природных пластовых системах. В преимущественно слагаются глинами, плотными карбонатными породами и солями.

ВОДЫ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ — подземные воды продуктивных и непродуктивных горизонтов в разрезе месторождений. По условиям залегания и положению относительно залежей в продуктивных горизонтах различают (рис. ВЛ) воды контурные (/), расположенные ниже ВПК или ГВК между внешним и внутренним контурами нефте- или газоносности в полнопластовых залежах, и воды законтурные (2), расположенные за пределами внешнего контура продуктивности данного пласта. В каждом отдельном продуктивном - горизонте внешняя граница законтурных вод условно определяется шириной ареала геохимического влияния залежи. Законтурные воды, залегающие вдали от контура продуктивности, называют крыльевыми водами (3). В неполнопластовых (водоплавающих) и массивных залежах ниже ВПК или ГВК расположены воды подошвенные (4). Воды, находящиеся внутри продуктивных пластов и приуроченные к зонам выклинивания коллекторов или к участкам наименее проницаемых пород, откуда они не были вытеснены в процессе формирования залежей, называются внутренними водами (5). Эти воды присутствуют не всегда. Остаточные воды (6) находятся в пустотном пространстве коллекторов одновременно с нефтью или газом и занимают наиболее тонкие каналы и трещиныг тупиковые и пендулярные (стыковые), участки пор. Они образуют остаточную водонасьиценность L («мертвую») и при фильтрации нефти (газа) не перемещаются Контурные L и ^законтурные воды иногда называют краевыми. Среди последних, если продуктивные горизонты .месторождения выходят на поверхность, выделяют нижние краевые воды * (7), расположенные в погружающейся части продуктивного пласта, и верхние краевые воды (3), приуроченные к верхней, обнажающейся части- пласта ^и являющиеся инфильтрационными . цо происхождению. .

Среди непродуктивных горизонтов в разрезе месторожденийвыделяют верхние воды (9), расположенные выше верхнего продуктивного пласта, нижние воды (/У), приуроченные к

Экранирующие породыЭкранирующие породы®_ ль Положение вод относительно залежей (см текст)®_ ль Положение вод относительно залежей (см текст)Рис. В 1 Воды нефтяных и газовых месторожденийРис. В 1 Воды нефтяных и газовых месторожденийводоносным пластам ниже нижнего продуктивного пласта, и промежуточные воды (//) в водоносных пластах, расположенных между продуктивными. На месторождении положение изогипсы, замыкающей ловушку, содержащую наибольшую по площади залежь, условно разделяет в непродуктивных горизонтах верхние, нижние и промежуточные воды на внутриконтурные и законтурные.

Экранирующие породы

Экранирующие породы

®_ ль Положение вод относительно залежей (см текст)

®_ ль Положение вод относительно залежей (см текст)

Рис. В 1 Воды нефтяных и газовых месторождений

Рис. В 1 Воды нефтяных и газовых месторождений

По составу В н г. м обычно хло- ридные натриевые или кальциево- натриевые (хлоркальциевого илигид- рокарбопатно-иатриевого типа по В А. Сулину), практически бессуль- фатпые, характеризуются относительно высокими концентрациями Вг, В, Ba, I, МН4 и др. микрокомпонентов. Минерализация их находится в широких пределах — от пресных вод до весьма крепких рассолов (10—300 г/л). Состав растворен

ных в них газов метановый, азотно- метановый, реже метаново-углекис- лый и углекислый. Иногда воды характеризуются промышленными концентрациями отдельных компонентов: I, В, Вг, К и др. В. н. г. м. в большинстве случаев напорные, с давлением, близким к условному гидростатическому. На больших глубинах (более 3 км) частота встречаемости АВПД возрастает. Для разреза многих месторождений характерна нормальная гидрогеологическая зональность, которая, однако, часто нарушается в нижних горизонтах осадочного чехла на больших глубинах (снижение минерализации, изменение солевого и газового состава).

ВОЗБУЖДЕНИЕ СЕЙСМИЧЕСКИХ ВОЛН — осуществляется с помощью взрывных и невзрывных источников. Взрывные источники реализуют энергию взрыва заряда бризантного

взрывчатого вещества, размещенного в грунте (скважина, шурф), в естественном водоеме или в воздухе Заряд может быть сосредоточен в одном пункте взрыва или рассредоточен в нескольких пунктах (см. группирование в сейсморазведке^ Для получения направленного излучения сейсмической энергии используют взрывы линий детонирующего шнура, уложенных специальным укладчиком на глубину 0,3—0,9 м. Среди невзрывных различают источники импульсные (ударные) электродинамического, гидродинамического, пневматического. механического или электрического типов, виброимпульсные (электродинамические) и вибрационные (электродинамические и гидродинамические).

ВОЗРАСТ АБСОЛЮТНЫЙ — см. геохронометрия.

ВОЗРАСТ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА — продолжительность существования залежи пластовой нефти (газа) во вмещающей ее ловушке. Не следует отождествлять В. з. н. г. с возрастом пластовых нефтей и газов, так как в составе одной залежи пластовые нефти (газы) разных генераций могут сменять друг друга или смешиваться. Все существующие методы определения В. з. н. г. не отличаются высокой точностью и основаны на сопоставлении современных значений разных параметров залежи, ловушки или законтурных вод с кх предполагаемыми начальными значениями. Эти начальные значения выбранных параметров, характер и темп их изменения во времени определяются представлениями о начальных условиях формирования залежей, об изменении состава пластовых нефтей и газов, пород коллектора и подземных вод вследствие существования залежи в данной ловушке. В соответствии с этим методы определения В з. н г. делятся на две главные группы.

В основе одной из них лежит представление, что запасы или состав пластовых нефтей и газов не меняются и соответствуют начальным значениям объема ловушки или термобарической обстановки формирования залежи. В. з и. г тогда определяется как время, когда либо объем ловушки, восстановленный палеоструктур

ным методом, был равен объему залежи, либо пластовое давление было равно давлению насыщения нефти газом (или газа конденсатом) с учетом термобарической обстановки в прошлом.

В основе второй группы методов лежат представления об изменении состава либо УВ самой залежи, либо законтурных подземных вод, либо пород вмещающего коллектора за время существования пластового газа или нефти в ловушке. На изменении состава залежи основан гелий-аргоновый метод В П Савченко и А. Л. Козлова, которые предполагали, что накопление радиогенных изотопов этих компонентов идет пропорционально В. з. п г. при неизменности содержания воздушного аргона Этот метод не учитывает ни начальное содержание гелия в залежи, ни объем гелия, участвующего в фазовых переходах па контуре залежи, ни возможность изменения концентрации воздушного аргона вследствие процессов дегазации. Изменение состава законтурных подземных вод лежит в основе метода определения В. з. и г. по ореолу распространения компонентов залежи в законтурных водах. При этом предполагается, что изменение концентраций этих компонентов по мере удаления от контура определяется только скоростью их диффузионного проникновения и В. з. н. г. Метод не учитывает ни скорость миграции законтурных вод относительно залежи, ни возможности превращения этих компонентов в ореоле рассеивания, ни возможное влияние дисперсного газового потока через эти воды.

Изменение состава пород коллектора лежит в основе минералогического метода определения В. з. н г. Этот метод базируется на фиксации разницы вторичных минералогических процессов, происходящих по обе стороны контура залежи. В коллекторе, занятом углеводородными растворами, процессы вторичных преобразований пород коллектора резко заторможены, тогда как в приконтурных водах они могут быть даже ускорены. Это дает возможность определить положение палеоконтура и по его кривизне или по преобразовап- ности пород коллектора в залежи,

используя палеотектонические реконструкции, восстановить глубину и время начала существования залежи. Точность этого метода зависит от достоверности представлений относительно минералогических процессов в коллекторе внутри и вне залежи. ВОЗРАСТ ЗЕМЛИ — современные радиологические методы оценивают В. 3. в несколько млрд. лет. Однако прямые опыты, которые могут дать точный В 3., видимо, невозможно осуществить. Одним из таких опытов было бы определение содержания ^К для всей Земли и содержания 4°Аг (дочернего продукта для 40К) также для всей Земли. Очевидно, можно лишь указать па довольно близкие пределы, в которых лежит В. 3. Возраст древнейших участков земной коры дает нижний предел В. э. ~3,5-109 —4-109 лет. С другой стороны В. 3. ограничен минимальным возрастом элементов ~5,5*109— — 6*109 дет. Более того, есть достаточные-основания считать, что .время формирования Земли и протометео- ритных планет примерно одинаково и, следовательно, возраст метеоритов (4,5* Ю9 лет) довольно близок к В. 3 Дифференциация протометеоритной ‘планеты (или планет) была неполной. и сравнительно кратковременной. Поэтому возраст метеоритов больше возраста земной коры и бли- гже кВ.З. Окончательно можно принять, ,что В,3. как планеты лежит в пределах 4,5-109 — 5,5-109 лет ВОЗРАСТ НЕФТИ — не имеющий общепризнанного толкования термин, используемый для обозначения разных временных характеристик процесса пефтеобразования (возраста вмещающих пород, возраста материнских отложений, времени ГФН, времени эмиграции, возраста залежей ^ефти и газа). За В. н чаще всего принимают возраст материнских для нес отложений Для его определения иногда используются данные, изучения микрофоссилий в нефтях-или некоторые параметры углеводородного состава В последнем случае используются допущения, что углеводородный состав нефтей закономерно эволюционирует со временем под действием температуры и что па крайней мерс некоторые параметры углеводородного состава мало меняются

под действием вторичных процессов. К получаемым на основе таких допущений результатам следует относиться осторожно, поскольку генерируемые УВ изначально имеют разный состав, обусловленный генетическим типом РОВ и уровнем его катагенеза.

ВОЗРАСТ ПОДЗЕМНЫХ ВОД — продолжительность нахождения подземных вод поверхностного происхождения в недрах. Это понятие фактически не касается подземных вод др. происхождения.

В основе большинства методов определения В. п. в. лежит использование космогенных (3Н, ИС, ^Na, 2бА1, 82Si, 36С1, 39Аг и др.), техногенных (3Н) и радиогенных (4Не, 40Аг) изотопов, содержание которых является функцией" времени. Космогенные и техногенные изотопы образуются в атмосфере, имеют небольшой срок жизни и используются для определения В п. в. малых глубин, главным образом грунтовых. Наиболее широко используются изотопы 3Н, 14С, 8бКг. Радиоактивные изотопы трития и криптона имеют период полураспада соответственно 12,26 и 10,76 лет и позволяют датировать наиболее молодые подземные воды. Радиоуглерод имеет период полураспада 5730 лет и дает возможность датировать подземные воды с возрастом до 25 тыс лет. В нефтяной геологии для определения В. п в. широко использовались радиогенные изотопы гелия и аргона, содержание которых нормировано относительно аргона атмосферного происхождения. Принципиальное уравнейие этого метода

Г = К (Не/Агв) = К (Агр/Агв), где Т — В. п. в.; К — коэффициент пропорциональности; Не, Агр и Агв — содержание соответственно гелия, радиогенного и атмосферного (воздушного) аргона.

Начальным содержанием гелия в воде пренебрегают. Условность понятия В. п. в. и его численных характеристик обусловлена тем, что подзем- .ные воды, как правило, представляют собой смесь вод разного возраста и происхождения. - г

В зонах активного водообмена иногда В» п. в. принимают равным

периоду полного водообмена отдельного водоносного горизонта. Тогда

Т = KL/u, где L — расстояние от области питания до области разгрузки водоносного горизонта; у — средняя действительная скорость миграции вод; К — поправочный коэффициент (К = = 1 4- 10).

ВОЗРАСТ РЕЛЬЕФА — время, прошедшее с момента образования рельефа в его современном облике. Для аккумулятивных форм В. р. определяется возрастом слагающих его пород. Возраст скульптурных форм (денудационных поверхностей) определяется либо возрастом кор выветривания,, либо возрастом отложений, накапливающихся в этап денудации на сопряженных аккумулятивных формах. Крупные, тектонически обусловленные формы рельефа обычно имеют более древний возраст (неогеновый, палеогеновый, реже мезозойский). Более мелкие формы рельефа, обусловленные действием экзогенных процессов рельефообразова- ния, имеют обычно четвертичный возраст.

ВОЙСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ АСФАЛЬТИТОВ — расположено в среднем течении р. Печора, в районе дер. Воя, Коми АССР. Приурочено к Печорскому нефтегазоносному району Тимано-Печорской НГП. В. м. а. контролируется Воя-Соплясской антиклиналью, входящей в систему структур Печоро-Кожвинского мега- вала. Пластовая эрозионно-сводовая залежь битумов связана с пачкой песчаников (мощи 40—43 м) визейско- го возраста, образовавшихся в условиях дельты. Площадь залежи 50 км2; поверхностные и приповерхностные выходы распространены на площади 8,5 км2. В сводовой части структуры битумоносные песчаники размыты. Содержание битума неравномерное от 1,8 до 6,1 вес. % (в среднем 2,5 вес. %). Битумы представлены преимущественно асфальтитами следующего состава (%): масла 7,9—11,6, смолы бензольные 4,9— 13,3, смолы спиртобензольные 10,9— 25,2, асфальтогенные кислоты 4,4— 4,0, асфальтены 53,6—65,1, сера 3,5— 5,1. Встречаются также жилы асфальта мощн. до 3—4, реже 12 см.

Запасы битумов оценены в 120 млн т, в том числе на поверхности 20,5 млн. т. Образование залежи связано с разрушением нефтяного скопления, очевидно, еще в’предкун- гурское время. Месторождение известно с XVIII в. В настоящее время законсервировано.

ВОЛГО-УРАЛЬСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ —'расположена на востоке европейской части СССР, включающей земли Пермской, Кировской, Куйбышевской, Оренбургской, Саратовской, Волгоградской, частично Свердловской, Пензенской и Ульяновской областей, Татарской, Башкирской, Удмуртской и Марийской АССР. Открытия первого нефтяного месторождения в 1929 г. в районе пос. Верхнечусовские Городки и Ишимбаевского месторождения в 1932 г. стимулировали широкий разворот поисково-разведочных работ по всей территории провинции, в результате которых здесь была создана мощная база нефтегазодобывающей промышленности.

В тектоническом отношении провинция охватывает вост, часть Русской плиты и краевую систему Восточно-Европейской ллатформы; ее ограничениями на севере и востоке являются складчатые сооружения Тимана и Урала, на юге — Прикаспийская синеклиза, на западе — Сы- сольский и Токмовский своды,. Воронежская антеклиза. Вытянута в субмеридиональном направлении и имеет в плане близкую к равнобедренному треугольнику форму с дугообразным основанием по границе с Прикаспийской синеклизой и вершиной ъ районе сев. окончания КажиМ- ского прогиба; общ. площадь 700 тыс. км2, в том числе краевой прогиб 100 тыс. км2. Поверхность кристаллического фундамента, имеющего архейско-раннепротерозойский возраст, залегает по данным бурения на отметках 1,5—2,0 км (Татарский свод) и глубже отметки 5,0 км в районе Шкаповской площади и на севере Бирской седловины; по геофизическим данным она погружена до 10—12 км в Башкирско-Оренбургском Приуралье. Соответственно меняется и мощность осадочного чехла, сложенного породами верхнего протерозоя и фанерозоя;

максимальная мощность для территории провинции (без краевого прогиба) составляет 6 км

Платформенный чехол состоит из трех крупных структурных этажей, разделенных региональными перерывами. Нижнепалеозойский (кембрий, ордовик, силур) этаж — терригенные и карбонатные преимущественно морские породы в западных, центральных и северо-восточных частях платформы и в основном песчано-глинистые образования бавлинской свиты в восточных. Средне-верхнепалеозойский (девон, карбон, пермь) этаж — терригенные и терригенно-карбонат- ные отложения среднего девона; карбонатные образования большей части франского и фаменского ярусов верхнего девона, карбона и нижней перми с подчиненным развитием терригенных пород в разрезах визей- ского и московского ярусов карбона, карбонатно-сульфатных отложений нижней и верхней перми и континентальных песчано-глинистых образований верхней перми. Мезозойско-кайнозойский (триас, юра, мел, палеоген) этаж — в основном песчано-глинистые отложения средней, верхней юры, мела, писчий мел и карбонатные породы верхнего мела, песчаноглинистые образования палеогена. Общий объем осадочного выполнения провинции 1,4 млн. км3, в том числе Предуральского прогиба 0,4 млн. км3; на долю морских отложений приходится 90 %, на карбонатные образования—60 %, на соленосные — 10 %.

Различают следующие крупные поднятия и разделяющие их впадины и прогибы: на западе — Казанско- Кажимский прогиб; в центральной части — Татарский, а на востоке — Пермско-Башкирский своды, разделенные Верхнекамской впадиной и Бирской седловиной; в сев. части — Коми-Пермяцкий и Камский своды, отделенные от Татарского и Пермско-Башкирского Чепецкой и Чермоз- ской седловинами; в юж. части — Жигулевско-Оренбургской свод, ограниченный с севера Мелекесской впадиной и Серноводско-Абдулинским прогибом, а на юго-востоке — Бузулукской впадиной; в юго-вост, части — Соль-Илецкий выступ; моноклинальное погружение палеозойских слоев к востоку от Татарского и Жи-

гулевско-Оренбургского сводов образует так называемый «юго-восточный склон платформы»; вост, часть НГП соответствует Предуральскому краевому прогибу; кроме того, к землям провинции относят юго-вост, части Воронежской антеклизы и Пачелм- ского прогиба.

Промышленная нефтегазоносность связана со следующими основными комплексами: терригенным верхнего и среднего девона (6 продуктивных пластов), карбонатным верхнего девона и турнейского яруса нижнего карбона (до 12пластов-коллекторов), терригенным нижнего карбона (до 10 продуктивных пластов), карбонатным и терригенно-карбонатным среднего карбона (10—11 продуктивных пластов), карбонатным верхнего карбона — нижней перми (преимущественно рифогенные коллекторы) и карбонатно-терригенным верхней перми (до 4 продуктивных пластов). Региональными покрышками основных комплексов являются карбонатно-глинистые кыновско-саргаевская и тульская, глинисто-карбонатная верейская и соленосная кунгурская. Основные запасы нефти содержатся в девонских и каменноугольных отложениях, а запасы газа — в пермских, наибольшее число залежей нефти и газа (до 56 %) приурочено к наиболее широко распространенным девонскому терригенному (до 30 %) и нижнекаменноугольному терригенному (26 %) комплексам.

В провинции выделяется ряд нефтегазоносных областей: Татарская, Верхнекамская, Пермско-Башкирская, Южно-Предуральская, Мелекесско- Абдулинская, Средневолжская, Нижневолжская, Уфимско-Оренбургская, включающих в себя в свою очередь ряд нефтегазоносных районов, а также перспективные земли Казанско- Кажимского, Вычегодского прогибов, Коми-Пермяцкого свода и Немской вершины Татарского свода.

Татарская нефтеносная область — приурочена к одноименному своду. Площадь 100 тыс. км2; макс. мощн. осадочного чехла 5 км. Промышленная нефтеносность от эйфельского яруса среднего девона до московского яруса среднего карбона; основные запасы — в терригенной толще девона. Верхнекамская нефтеносная

область — отвечает одноименной впадине и Бирской седловине Площадь 60 тыс. км2, макс. мощи, чехла — 8 км. Промышленная нефтеносность от живетского яруса среднего девона до сакмарского яруса нижней перми; основные запасы — в отложениях карбона Пермско-Башкирская нефтеносная область — приурочена к Камскому и Пермско-Башкирскому сводам и Чермозской седловине Площадь 70 тыс. км2, макс. мощн. чехла 7 км. Характеризуется большим стратиграфическим диапазоном промышленной нефтеносности, основные запасы — в отложениях карбона. Юж- но-Предуральская НГО —юж. часть Предуральского краевого прогиба, включающая Соликамскую, Юрюза- ио-Сылвеискую впадины, разделяющую их Косьвииско-Чусовскую седловину, Бельскую впадину. Площадь 100 тыс. км2, макс. мощн. чехла 12 км Запасы нефти — в основном в карбоновых отложениях северных районов области, газа — в нижнепермских породах юж. районов области Мелекесско-Абдулинская НГО — Мелекесская впадина, Абдулинский прогиб. Площадь 40 тыс. км2, макс мощн чехла 6 км Диапазон нефтегазоносности от эйфельского яруса среднего девона до казанского яруса верхней перми, основные запасы — в карбоновых отложениях Уфимско-Оренбургская НГО —юговост. склон Русской плиты, Соль- Илецкий выступ. Площадь 50 тыс. км2, макс. мощн. чехла 10 км. Запасы нефти несколько преобладают в карбоновых отложениях по сравнению с девонскими; запасы газа связаны с отлржениями нижней перми и верхнего карбона Соль-Илецкого газоносного района. Средневолжская НГО — Жигулевско-Оренбургский свод и Бузулукская впадина Площадь 120 тыс. км2, макс мощн чехла 6 км. Наиболее широкий для провинции установленный диапазон нефтегазоносности — 25 горизонтов в интервале средний девон — верхняя пермь; основные запасы — в карбоновых и девонских (более 25 %) отложениях Нижневолжская НГО — юго-вост, части Воронежской анте- клизы и Пачелмского прогиба. Площадь 70 тыс. км2, макс. мощн. чехла 5,5 км. С девонскими и каменно-

уюльными отложениями связаны основные запасы нефти и газа

В целом на территории Волго- Уральской провинции открыто более 500 месторождений, содержащих свыше 1400 залежей нефти и газа. Наибольшее число месторождений открыто в пределах Татарского, Пермско-Башкирского и Жигулевско- Оренбургского сводов. Месторождения приурочены в основном к локальным структурам, чаще всего они сводовые многопластовые, иногда с очень широким диапазоном нефтегазоносности; открыт ряд месторождений, связанных с рифовыми образованиями В карбонатных коллекторах преобладают залежи массивного типа, но встречаются и пластовые; известны также литологические залежи, в том числе шнурковые. Наиболее значительные месторождения провинции: Ромашкинское, Новоел- ховское, Туймазинское, Шкаповское, Мухановское, Кулешовское, Ярино- Каменноложское, Серафимовское, Леопидовское, Арланское, Оренбургское и др.

ВОЛНА ГОЛОВНАЯ — разновидность дифрагированной волны, возникающая и распространяющаяся вдоль слоя, скорость распространения упругих волн в котором больше, чем во вмещающей (покрывающей) среде. Близким аналогом В. г. может служить звуковая волна, возникающая при полете снаряда со сверхзвуковой скоростью. В геологической среде В. г. образуется в момент времени, когда угол падения волны на границу раздела становится больше критического и падающая волна, преломившись, как бы скользит вдоль поверхности нижней (более высокоскоростной) среды. Волны, излучаемые при этом в среду, могут быть зарегистрированы (см. метод преломленных волн корреляционный). В. г. имеют конический фронт, и их иногда называют коническими. Тип В. г. определяется типами падающей волны, волны, скользящей вдоль границы раздела, и волны, излучаемой в среду.

ВОЛНА ЗВУКОВАЯ — волна, возникающая при взрывах в воздухе, шурфах, неглубоких водоемах и распространяющаяся с выдержанной скоростью в приповерхностном слое v=

= 330 — 340 м/с, вызывает резкие интенсивные высокочастотные колебания большой длительности. В. з наблюдается вблизи пункта взрыва, где является помехой при выделении полезных волн

ВОЛНА ЛЯВА — поперечная поверхностная волна, поляризованная в горизонтальной плоскости перпендикулярно к направлению распространения волны. Возникает, когда под тонким приповерхностным слоем (зона малых скоростей^ залегают породы, характеризующиеся большей скоростью распространения ' упругих волн. Скорость В. Л. uL лежит в пределах ySi < vL < uS21 где uSi и uS2 — соответственно поперечные волны в первом (приповерхностном) и втором (высокоскоростном) слоях. С проникновением в нижний, высокоскоростной пласт амплитуда колебаний В. Л быстро убывает.

ВОЛНА ОТРАЖЕНИЯ —волна, распространяющаяся от источника возбуждения до границы раздела и отразившаяся от этой границы. Условием образования В о. является неравенство акустической жесткости соприкасающихся сред. В случае падения волны на высокоскоростной пласт под углом полного внутреннего отражения наступает явление полного внутреннего отражения При падении на границу раздела продольной волны Р отражаются продольная же волна Р и поперечная, поляризованная в плоскости падения Sv. При падении волны Sv отражаются волны Sv и Р. При падении поперечной волны, поляризованной перпендикулярно к плоскости падения SH, отражается только волна SH. Если поперечная волна поляризована под некоторым углом к плоскости падения, то ее можно представить как суперпозицию волн Sv и SH и рассматривать отражение каждой из этих волн в отдельности. В. о того же типа, что и падающая волна, называют монотипной; если тип отраженной волны отличается от типа падающей, то ее называют обменной волной. Для монотипных В. о. угол отражения волны равен углу ее'падения.

ВОЛНА ОТРАЖЕНИЯ ПОДЭКРАННАЯ — волна, возникающая при подходе упругого колебания к высоко

скоростному пласту под большим yi- лом. Регистрируется при наблюдениях вдали от источника возбуждения. Большую часть пути В о. п. проходит в высокоскоростном слое, вследствие чего приобретает некоторые черты, свойственные головной волне. ВОЛНА ПАДАЮЩАЯ — сейсмическая волна, падающая на границу раздела двух сред и вызывающая ла ней от двух до четырех вторичных волн: две отраженные в первой среде — продольная (РР или SP) и поперечная (PS или SS) — и две преломленные (проходящие) во второй среде — продольная Р и поперечная S. Коэффициенты отражения вторичных волн зависят от угла падения В. п и соотношения акустических жесткостей соприкасающихся сред.

ВОЛНА ПОПЕРЕЧНАЯ —колебания, возникающие только в твердых упругих телах и представляющие собой вихревые смещения частиц упругой среды, вызывающие деформацию формы (частицы среды колеблются в плоскости, перпендикулярной к направлению распространения волны). Скорость распространения В п равна

где р — плотность среды; Е — модуль Юнга; о— коэффициент Пуассона; М — модуль сдвига

ВОЛНА ПРЕЛОМЛЕННАЯ — сейсмическая волна, возникающая при падении упругой волны под критическим углом на границу раздела сред, нижняя из которых характеризуется существенно большими по сравнению с вышележащими породами плотностными и скоростными параметрами. Вследствие эффекта преломления В. п. скользит вдоль этой границы со^ско- ростью прохождения волн в нижней среде. Возникающая при этом вторичная В. п (головная) возвращается к поверхности земли, где может быть зарегистрирована на некотором удалении от источника возбуждения. По значениям скорости распространения головной волны судят о вещественном составе нижней, преломляющей среды. Преломление на границе раздела сред может сопровождаться сменой типа волн.

ВОЛНА ПРОДОЛЬНАЯ — колебания, представляющие собой безвих-

ревые смещения частиц упругой среды, вызывающие деформацию ее объема. В упругой среде распространение В. п. сопровождается возникновением последовательно сменяющих одна другую зон сжатия и разрежения объема среды; скорость последовательного смещения в среде этих зон является скоростью В п, равной

/£(1 - а)

р V Р (1 + or) (1 — 2а)

/ X + 2ц

где р — плотность среды; Е — модель Юнга; а — коэффициент Пуассона; Лиц — постоянные Ламе.

ВОЛ НА РЕЛ ЕЯ — интерференционная поверхностная волна, поляризованная в вертикальной плоскости и распространяющаяся вдоль земной поверхности со скоростью, примерно равной 0,9 скорости поперечной вол- , ны в этом же слое. Интенсивность В. Р. возрастает по экспоненциальному закону при уменьшении глубины источника возбуждения. Моментом ее возникновения можно считать момент появления на земной поверхности продольной волны. В. Р. затухает с глубиной и поэтому заметна лишь вблизи поверхности. Фазовая скорость В. Р. не зависит от частоты и длины волны.

ВОЛНЫ ДИФРАГИРОВАННЫЕ — волны, возникающие при огибании упругой волной препятствия. В д. распространяются от области дифракции во всех направлениях и могут регистрироваться на земной поверхности.

В реальных геологических средах ис- ' точниками В д служат тектонические разрывы, резкие флексурообразные изгибы слоев, «шероховатость» сейсмических границ, ядра солянокупольных структур, линзы карбонатных пород, рифы, интрузивные тела и др.

ВОЛНЫ ИНТЕРФЕРЕНЦИОН

НЫЕ — сложные волновые группы, возникающие вследствие интерференции многочисленных волн, регистри- ^уемых в близкие моменты времени.

•. и. изменяются во времени и пространстве по определенным законам. Регистрируемые при сейсмических исследованиях волны — преимущест

венно В и. Поэтому методика полевых сейсмических наблюдений и технология обработки (в том числе и на ЭВМ) получаемых данных направлены на разрешение интерференционной записи и выделение интерферирующих волн порознь

ВОЛНЫ КАНАЛОВЫЕ — поверхностные волны, возникающие в приповерхностном слое (зоны малых скоростей, выветривания). Образуются при таких углах падения и отражения волн, когда вся энергия остается внутри слоя. При размещении источника возбуждения в зоне выветривания или на земной поверхности амплитуда В. к. резко возрастает. В зависимости от способа возбуждения возникают В. к разного типа. В. к. являются волнами-помехами.

ВОЛНЫ ОБМЕННЫЕ — волны, возникающие на границе раздела, тип которых отличается от типа падающей волны (поперечные при падении продольной волны и продольные при падении поперечной). Обменные головные волны разделяются на симметричные, для которых критические углы на входе и выходе равны между собой, и несимметричные, для которых не соблюдается принцип взаимности.

ВОЛНЫ ПОВЕРХНОСТНЫЕ — сейсмические волны, возникающие в приповерхностном слое, в зоне малых или пониженных скоростей Различают В. п. Релея R и Лява L. Волны R состоят из смеси продольных и поляризованных в вертикальной плоскости поперечных волн. Их прохождение сопровождается движением частиц среды по обратной эллиптической траектории в вертикальной плоскости, совпадающей с направлением распространения волны. Для них характерны постоянство формы регистрируемого сигнала вдоль пути распространения, экспоненциальное уменьшение амплитуды с глубиной и убывание амплитудьГ с расстоянием по закону /?/V2; скорость распространения волн Релея не зависит от их частоты, она несколько меньше скорости поперечных обменных волн для данной среды. Волны L являются результатом интерференции многократных отражений при падении волны на нижнюю границу поверхностного

слоя под углами, большими, чем критический угол. При прохождении волны L происходит смещение частиц среды в горизонтальной плоскости, перпендикулярной к направлению распространения волны В п. Лява диспергирует, и поэтому амплитуды ее отдельных составляющих затухают сильнее, чем R/^2. Кроме того, при возбуждении продольных и поперечных волн в зоне малых и пониженных скоростей могут распространяться так называемые псевдорелеевские волны. В. п. — существенная помеха при регистрации полезных волн. Наибольшие трудности вызывают псевдорелеевские волны, так как они, как правило, имеют большие амплитуды, чем отраженные волны Для подавления В п. применяют частотную или скоростную фильтрацию, а также др специальные способы обработки данных.

ВОЛНЫ ПОЛЕЗНЫЕ — волны, используемые для решения поставленной геологической задачи. Обычно регистрируются на фоне помех, которыми служат все прочие сейсмические волны, мешающие выделению В. п. В зависимости от геологических условий, поставленных задач и метода исследования в категорию В. п и волн-помех могут быть включены волны одинаковой физической природы. Часто само название метода исследований указывает на тип волн, используемых как полезные в данном методе.

ВОЛНЫ-ПОМЕХИ — волны, затрудняющие выделение и прослеживание полезных волн при сейсморазведке Различают В -п. регулярные и нерегулярные (случайный шум). Регулярными В -п считают волны, которые возникают при повторных возбуждениях колебаний и могут быть прослежены систематически на выбранной расстановке сейсмоприемников. К ним могут быть отнесены любые сейсмические волны, имеющие вблизи пункта приема иной тип, чем используемый в применяемом методе разведки. К нерегулярным В.-п. относят волны, появляющиеся спорадически, их скорость распространения и интенсивность быстро меняются от точки к точке. Взаимное наложение этих волн создает интерференционный

фон, который носит случайный характер В класс нерегулярных В.-п. включают микросейсмы, а также волны, возникающие в верхней части разреза в результате дифракции волн на неоднородностях геологического разреза, наложения регулярных В.-п. или собственных колебаний приповерхностных рыхлых слоев (торфяников, песков и др ).

ВОЛНЫ ПРИДОННЫЕ — волны, аналогичные поверхностным, возникающие при морских сейсмических исследованиях в условиях мелководья и илистого дна В. п характеризуются невысокой скоростью (~1000 м/с), низкими частотами записи (10—20 Гц), слабым затуханием и большой длительностью колебаний. ВОЛНЫ ПРОХОДЯЩИЕ —сейсмические волны (продольные или поперечные), возникающие при падении упругой волны на границу раздела двух сред и распространяющиеся во второй среде. Используются в методах вертикального сейсмического профилирования, обращенного годографа и скважинной сейсморазведки.

ВОЛНЫ ПСЕВДОРЕЛЕЕВСКИЕ— поверхностные волны, возникающие в приповерхностном слое разреза (в зоне малых скоростей), вся энергия В п. остается в этом слое (см. волны ка- наловые). В. п. сохраняют свою форму, уменьшаясь с расстоянием по амплитуде из-за цилиндрического расхождения (см расхождение сейсмических волн). Распространение В. п сопровождается превращением волн из продольных в поперечные и обратно, происходит растягивание импульса вследствие дисперсии. Для многих разведочных целей В п являются помехами и их следует подавлять^ что эффективно осуществляется путем фильтрации по скорости в процессе обработки сейсмограмм.

ВОЛНЫ РЕВЕРБЕРАЦИОННЫЕ — волны-помехи в морской сейсморазведке, обусловленные суммарным эффектом интерференции разного типа кратных волн, возникающих в водной среде, и эффектом диффузного рассеяния энергии упругих волн в самой толще воды и на ее границах. Реверберация выражается в наложении на полезную сейсмическую запись искажающих ее, обычно высокоча-

стотных, колебаний, не имеющих про_- тяженных осей синфазности.

ВОЛНЫ РЕФРАГИРОВАННЫЕ — сейсмические волны, возникающие в градиентной (непрерывной) среде (см. рефракция сейсмических волну В р. выделяются по высокой интенсивности записи и искривленности (эффект рефракции) формы годографа. В. р. затрудняют выделение преломленных головных волн, что заставляет относить их к классу волн-помех. В. р. могут'быть использованы для изучения скоростной характеристики разреза: кажущаяся скорость в точке выхода луча на земную поверхность райна ' истинной скорости в точке максимального проникновения рефра- гированного луча в слой.

ВОЛНЫ СЕЙСМИЧЕСКИЕ — постепенно затухающие упругие колебания, возникающие в земле в результате землетрясения, взрыва, ’удара. В. с. различают: 1) по типу деформаций, которые возникают в среде при прохождении в ней упругой волны — продольные Р, поперечные S, интерференционные и поверхностные; 2) по характеру распространения — падающие (прямые), отраженные, преломленные, проходящие, рефрагирован- ные, дифрагированные, обменные, кратные, отраженно-преломленные и преломленно-отраженные; 3) по степени использования — полезные и волны-помехи. В. с. различают также по характеру поляризации — линейно- поляризованные волны, под воздействием которых частйцы среды смещаются по прямой линии (продольные, поперечные волны и поверхностные-волны Лява), и сложно поляризованные волны, при распространении которых смещение частиц среды происходит по сложным траекториям (поверхностные волны Релея, псевдо- релеевские и почти все интерференционные волны).

ВОРОНКА ДЕПРЕССИИ —зона .понижения пластового давления при дренировании пласта скважиной, группой скважин или иными дренажными системами. В. д. выражается на картах изобар отрицательной воронкообразной формой с вертикальной осью, соответствующей работающей скважине или центру системы скважин. При работе одной скважины в бесконечном однородном пласте В. д.

имеет круглую в плане форму, в остальных случаях она может быть асимметричной. Размеры В р. зависят от фильтрационных свойств пласта, свойств извлекаемого флюида, а также от темпов и длительности его отбора. Процесс закачки в пласт флюида сопровождается образованием зоны повышенного пластового давления, называемой воронкой репрессии, выраженной на картах изобар положительной воронкообразной формой ВОРОТЫЩЕНСКАЯ СЕРИЯ (свита) — распространена в Предкарпат- ском прогибе Подразделяется на две свиты (подсвиты): нижнюю соленосную, сложенную известковистыми глинами с прослоями песчаников, включениями гипса и галита (до 1000 м), и верхнюю соленосную, сложенную глинами и песчаниками с пластами каменной и калийной соли и гипса (до 700 м). Общ. мощн. 1500—1700 м Охарактеризована планктонными и бентосными фораминиферами, радиоляриями, спикулами губок Возраст олигоцен (?) — миоцен Содержит залежи нефти и озокерита

ВОСКИ — входящие в состав липидов природные вещества, представляющие собой преимущественно сложные дфиры карбоновых кислот Ci6— —С26 и одноатомных спиртов. В. подразделяют на цериды, производные алифатических насыщенных спиртов с длинными (С24—С32) углеродными цепями, и стериды, производные полициклических спиртов (стеролов) Кроме сложных эфиров В. содержат, иногда в значительном количестве, свободные кислоты и спирты, альдегиды, кетоны и УВ с длинными углеродными цепями.

Наиболее высокое содержание В. характерно для высших растений. Обладая значительной устойчивостью к химическим и биохимическим воздействиям, В. выполняют в организме защитные функции и входят в состав оболочек плодов, листьев и т. д. В отличие от высшей растительности, фито- и зоопланктон практически не содержат В Воски способны сохраняться и накапливаться почти без изменения в современных и молодых ископаемых остатках высшей растительности (торфах, бурых углях и др гумусовых разностях ОВ) Эти В иногда представляют промышленный

интерес (торфяной В, монтанвакс). ОВ средних и более высоких градаций катагенеза по содержит В. Последние, теряя функциональные группы, превращаются в соответствующие я-алканы с длинными цепями, входящие в состав битумоидов ОВ гумусового и смешанного типов. Изредка в угленосных толщах наблюдаются скопления парафинистых битумов (хризматитов^ возможно связанных генетически с В Повышенное содержание я-алканов C2i—С35 в нефтях по современным представлениям указывает на частичное участие в их образовании вескового материала наземной растительности.

ВОСТОЧНО-АТЛАССКАЯ НЕФТЕНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (Тебесская) — находится на территории сев.-вост, части Алжира и сев -зап. — Туниса. В тектоническом отношении представляет собой активизированную в альпийском цикле вост, часть Атласской эпигерцинской платформы. Размеры бассейна 350 X 360 км, площадь 184 тыс. км2, объем осадков 435 тыс. км3. Начало освоения 1960 г, Фунда- ментрм является герцинский складчатый комплекс Осадочная толща имеет мощи, до 9 км, из них 8 км приходится на мезозой. Последний в триасе содержит кроме карбонатных пород каменную соль Юрская и меловая системы характеризуются чередованием мощных карбонатных толщ с сериями мергелей, песчаников и известняков. Для палеогена и неогена характерны песчаники, глины и известняки В области развиты вытянутые в сев -вост направлении брахиан- тиклинальпые складки и наложенные мноцен-антропогеновые впадины и грабены. Цепь таких впадин, вытянутая в субмеридиональном направлении отделяет Восточно-Атласскую от Восточно-Тунисской НГО. Месторождения приурочены к брахиантикли- налям Нефти связаны с песчаниками и известняками меловой системы. Залежи пластовые сводовые Месторождения однопластовые и многопластовые, мелкие (запасы не более 5 млн т). Самое большое из них Джебель-Онк в Алжире. Нефть легкая. Всего открыто три нефтяных месторождения (одно в Алжире и два в Тунисе).

ВОСТОЧНО-КАЛИМАНТАНСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ - расположена в вост, и юговост. частях о. Калимантан и на прилегающих акваториях Яванского моря и Макасарского пролива. В тектоническом отношении представляет собой прогиб в области кайнозойской складчатости. Его размеры 350 X X 1250 км, площадь 437 тыс. км2, объем осадочного выполнения 2180 тыс. км3. Прогиб выполнен па- леоген-неогеновыми отложениями мощи, около 10 км. Они представлены в основном терригенными осадками. В палеогене находятся также известняки. По периферии бассейна распространены меловые и более древние метаморфические и магматические породы.

Восточно-Калимантанский прогиб открыт на восток в сторону Макасарского пролива, на севере выделяется область Таракан, на юге — область Кости. На юго-востоке от последней отделена хр Мератус впадина Ба- рито, также выполненная палеоген- неогеновыми отложениями и открытая на юг в сторону Яванского моря.

Палеоген-неогеновая толща дислоцирована, и для нее характерны антиклинальные складки, часто осложненные разрывами и асимметричные. К таким складкам и приурочены месторождения нефти и газа. Продуктивными являются песчаники миоцена, плиоцен-плейстоцена, а во впадине Барито — эоцена. Залежи относятся к пластовому сводовому типу. Всего открыто на суше и в море 32 нефтяных и 12 газовых месторождений, в большинстве своем мелких по запасам. К числу средних относятся месторождения Аттака, Санга-Сонга, Бадан и Сантан (из них два в море). Месторождения бассейна обеспечили годовую добычу более 5 млн. т (1974 г.).

ВОСТОЧНО-КИТАЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (Цзянсуй- ская, Желтоморская) —расположена в вост, части Китая, в нижнем течении р. Янцзы, к юго-востоку от Северо-Китайского НГБ, от которого отделена Шаньдунским выступом докембрийских пород. С юга обрамляется глыбовыми возвышенностями сев -вост, погружения хр. Наньлин. Большая часть бассейна расположена

в пределах акваторий Желтого и Восточно-Китайского морей. В.-К. и о

приурочена к синеклизе 475X 225 км площадью 107 тыс. км2, выполненной отложениями палеозоя, мезозоя и кайнозоя общей максимальной мощностью в пределах материковой части до 8000 м, из которых по крайней мере половину составляют терригенные образования юрского, мелового и кайнозойского возраста. Отложения триаса и верхнего палеозоя представлены терригенно-карбо- патными породами. Установленная нефтегазоносность связана с палео- ген-неогеновыми породами; в пределах суши выявлено газовое месторождение Чуаньша (к юго-западу от Шанхая), на акватории зал. Ханч- жоувань — пять нефтяных.

ВОСТОЧНО - ТАРКОСАЛ ИНСКОЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено на севере Тюменской области, в среднем течении р. Пур. Месторождение открыто в 1970 г. Оно приурочено к брахиантиклинальной складке размером по кровле сеномана 13 ХЮ км (площадь 230 км2) и амплитудой 45 м, расположенной в наиболее погруженной зап. части сочленения Хадырьяхинской и Толькинской моноклиналей. На месторождении открыты одна газовая залежь в сеноманских отложениях, две нефтегазоконденсатных и одна нефтяная с небольшой газовой шапкой в нижнемеловых отложениях. Газовая залежь в сеноманских отложениях ^покурская свита) приурочена к горизонту, залегающему на глубинах 1160—1260 м. Эф. мощи, коллекторов 4 м, пористость 23—40 %, проницаемость до 2,15 мкм2. Мощность глинистой турон-палеогсновой покрышки до 720 м. Абсолютно свободные дебиты газа 530—3140 тыс. м3/сут, пластовая температура 40 4-42 43. Залежь газа массивная сводовая, водоплавающая. Высота залежи 35 м. Нефтегазоконденсатные залежи в не- окомских отложениях расположены на глубинах 270—3040 м и приурочены к верхам мегионской свиты (ва- ланжин). Мощн. продуктивных пластов от 20 до 80 м, эф. мощн. коллекторов 8—27 м, пористость коллекторов 10—16 %, проницаемость 0,055—0,100 мкм2. Абсолютно свобод-

иые дебиты газа 184—235 тыс м3/сут Дебит нефти 5,2 м3/сут при динамическом уровне 1540 м. ТПд = 92 4- 4- 95 °C. Залежи пластовые сводовые. Высота газовой части залежей более 35 м, нефтяных частей более 17 м Нефтяная залежь с небольшой газовой шапкой расположена на глубине около 3070 м и также приурочена к верхам мегионской свиты. Мощн. по- крышких50 м Пластовая температура 91,5 °C. Залежь пластовая сводовая, высота нефтяной части 20 м ВОСТОЧ НО-ТУН ИССКАЯ н ЕФТЕ- ГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена в сев.-вост. части Туниса и на прилегающей акватории зал. Габес. В тектоническом отношении представляет собой часть эпигерцинской Атласской плиты. Ее размеры 410 X X 335 км, площадь 178 тыс. км2, объем осадочных пород чехла 335 тыс. км3. Начало освоения 1948 г. Фундаментом является герцинский складчатый комплекс Осадочная толща представлена мезозойскими (3000 м) и палеоген-неогеновыми осадками (5500 м). Мезозой и палеоген представляют собой карбонатную толщу, а неоген и антропоген — терригенную Доминирующими элементами являются' тектоническое поднятие Керкенке, охватывающее центральную часть бассейна, и цепь наложенных неоген-антропогеновых впадин, отделяющая Восточно-Тунисский бассейн от смежного (к западу) Восточно-Атласского. Локальные структуры представлены в основном брахиантиклиналями, вытянутыми в сев -вост, направлении, с ними и связаны нефтяные и газовые месторождения. Залежи нефти и газа открыты в известняках нижнего мела и эоцена. Относятся они к пластовым сводовым.

Всего открыто в Тунисе на суше три месторождения, на них одно газоконденсатное (Кай-Бом). Самое большое из них Сиди-Эль-Итайем с запасами 8 млн. т. На акватории открыты пять нефтяных и одно газовое месторождение. Основные поисковые и разведочные работы сконцентрированы в пределах акватории Средиземного моря. Извлекаемые запасы по Тунису на начало 1978 г.: нефти 366 млн. т, газа 179,2 млрд м3 (в основном на акватории). Годовая добыча нефти 4,23 млн т, газа 2,2 млрд.

м3 (1977 г) Эти данные включают в себя область сводового поднятия Дахар, расположенную на Африканской платформе

ВПАДИНА — изометричная или слабо удлиненная отрицательная структура земной коры, выполненная толщами различных пород В классификации платформенных структур В. выделена как структурная единица первого порядка Применительно к геосинклпнально-складчатым областям понятие В. используется как термин свободного..пользования или с добавлением прилагательного, выражающего тип В. (межгорная В., внутренняя В., наложенная В , предгорная В ит д).

ВПАДИНА ВНУТРЕННЯЯ — изомь тричные или удлиненные отрицательные структуры земной коры, возникшие в позднегсосинклинальную стадию развития, в эпоху общей инверсии и замыкания геосинклиналыюй системы, располагаются внутри складчатых областей В. в. выполнена породами нижней и верхней моласс, а нередко и осадочно-вулканогенных и вулканогенных формаций. Фундаментом В. в. служат складчатые структуры того же цикла развития и срединные массивы. Среди промышленных нефтегазоносных В. в. установлены очень крупные с объемом осадков свыше 1 млн. км3 (Таримская, Пан- нонская) и совсем небольшие с обт емом осадков около 10 тыс. км3 (Кс табато). Макс. мощн. чехла В. в. варьирует от 4 до 15 км, ср. мощность— от 1,0 до 6,0 км, степень асимметрии В. в. от 1,0 до 3,5; складчатость умеренная (более напряженная в бортах структур, особенно в зоне надвигов). В. в. принадлежат к числу важных структур, с которыми связана промышленная нефтегазоносность Самой богатой потенциальными ресурсами УВ является В. в. Маракайбо, удельные запасы которой превышают 70 тыс. т/км3.

ВПАДИНА ВНУТРИПЛАТФОРМЕН- НАЯ — региональная отрицательная структура, располагающаяся во внутренних частях платформы, имеющая округлую, овальную или неправильную форму (см порядок тектонических структур). В. в. имеет площадь от 6—10 до 60—100 тыс. км2, объем слагающих осадков от 40 до 320 тыс*

км3 при мощностях 2—5 км и более. Углы падения на крыльях пологие (обычно не превышают 1°). Часто В. в. контролируют нефтегазоносные области. Примеры: Мелекесская на Восточно-Европейской плите, Мидленд, Мичиган — на Северо-Американской.

ВПАДИНА МЕЖГОРНАЯ (орогенная) — отрицательные структуры земной коры изометричной или слабо удлиненной формы, возникающие в эпохи интенсивных горнообразовательных движений. Различают: 1) эпи- геосииклинальные В. м., образовавшиеся в результате обрушения и прогибания частей консолидированного субстрата молодой складчатой системы; 2) эпиплатформенные В. м., возникшие в процессе горообразовательных движений в пределах платформ Им подвижных платформ В. м. выполнены осадочными толщами верхних моласс, а нередко и вулканитами порфировых формаций. Среди промышленно нефтегазоносных очень редко встречаются В. м. с объемом осадков свыше 1 млн. км3 (Сиамская, Таиланд). В самых маленьких В. м. объем осадков до 2 тыс. км3. Макс, мощн. разреза В. м. от 1,5 до 16 км (редко до 20 км); ср. мощн. от 0,5 до 6,0 км (редко до 10 км); коэффициент асимметрии структур от 1 до 7, но чаще В. м. симметричные или слабо асимметричные. Осадочные отложения собраны в простые брахиформ- ные, у разломов удлиненные и крутые складки. Интенсивность складчатости убывает от бортов к центру и снизу вверх по разрезу. В. м. принадлежат к важным нефтегазоносным объектам. Наиболее богаты нефтью и газом эпиплатформенные В. м., удельные запасы УВ которых достигают 25 тыс. т/км3 (Сан-Хуан, США), 19,5 тыс. т/км3 (Биг-Горн, США).

ВРЕМЯ—геохронологический термин, употребляемый либо .для обозначения продолжительности отрезков геохронологической шкалы, меньших века, т. е. соответствующих накоплению осадков подъяруса, зоны или подзоны (например, раннеготе- ривское время, время Cardioceras сог- datum), либо для обозначения продолжительности формирования региональных и местных литостратиграфических единиц, т. е. серий, свит, па-

чек и т. п. (например, заводоуковское время, пашийское время, раннебав- линское время).

ВСТУПЛЕНИЕ ВОЛНЫ —см. параметры сейсмических волн.

ВУКТЫЛЬСКОЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ —расположено на территории Ко*ми АССР, Открыто в 1964 г. Приурочено к брахиантиклинали субмеридионального простирания площадью более 250 км* и амплитудой более 1500 м (по подошве ангидритовой пачки кунгурского яруса). Складка расположена в осевой части Верхнепечорской впадины Предуральского краевого прогиба. Зап. крыло складки крутое (до 70—90°), свод узкий гребневидный, вост, крыло относительно пологое (20—25°). Зап. крыло в при- осевой части складки нарушено на-* двигом, падающим на восток под углом 65—70°. Амплитуда вертикального смещения около 600 м.

В разрезе месторождения присутствуют ордовикско-силурийские, каменноугольные, пермские и триасовые отложения, перекрытые четвертичными. Установлены две газоконденсатные залежи. Основная залежь приурочена к органогенным известнякам и образовавшимся по ним вторичным долмитам визейско-артинского возраста. Продуктивная толща мощн. около 800 м перекрыта 50—100 м пачкой трещиноватых аргиллитов верхнеартинского подъяруса и гипсово-ангидритовой толщей кунгурского яруса, являющейся хорошей покрышкой. Открытая пористость коллекторов изменяется от 5—6 до 22— 28 %, проницаемость достигает 4— 8 мкм2. Залежь массивная, сводовая, тектонически ограниченная. Глубина залегания кровли резервуара 2100— 3300 м. Имеется нефтяная оторочка.

Пластовый газ (газоконденсатная смесь) следующего состава, %: метан 74,6, этан 8,9, пропан 3,8, бутан 1,8, пентан и высшие 6,5, азот 4,4. Конденсат пл. 0,745; содержание пара-* Йина 0,5—1,2, серы 0,02—0,09 %. ефть из нефтяной оторочки легкая (пл. 0,826—0,841), высокопарафинистая (4—8,1 %), содержание серы 0,15—0,22 %.

ВУЛКАН ГРЯЗЕВОЙ — геологическое образование в форме конического или плоскоконического холма, до

стигающего высоты 400 м, с диаметром основания до 3500 м, сложенного сопочными отложениями (брекчией грязевулканической) с воронкообразным кратером на вершине (ярко выраженный кратер может и отсутствовать), из которого периодически или непрерывно выделяются газ, вода (иногда с пленками нефти) и сопочная грязь. Изредка вулканические продукты извергаются бурно. Небольшие В. г. высотой до 50 м и диаметром основания до 150 м называются грязевыми сопками. Мелкие грязевулканические образования, расположенные на теле вулкана или сопки, размерами от нескольких сантиметров до первых метров, называются грифонами или сальзами. Форма и размеры В. г. зависят от густоты выделяемой ими сопочной брекчии, ее литологического состава и размеров обломков, количества и масштабов извержений. Сложены В. г. неока- танными обломками (размерами до 30—40 см, реже крупнее) различных горных пород, сцементированных глинистой массой. Твердые продукты извержения В. г. позволяют судить о литолого-фациальном составе пород, прорванных вулканом, и изредка (при наличии фаунистических остатков в обломках этих пород) — об их возрасте.

Все без исключения территории развития В. г. располагаются в краевых системах альпийских складчатых областей. Большинство В. г. приурочено к осевым частям антиклинальных структур осадочного чехла, осложненных дизъюнктивными нарушениями, или к крупным тектоническим нарушениям и узлам их пересечения. В последних случаях они могут приобретать неправильные удлиненные очертания Все В. г. приурочены к нефтегазоносным провинциям. В пределах Советского Союза В. г. развиты в Азербайджане, Керченско-Таманской области, Зап. Туркмении, Вост. Грузии и на о. Сахалине; в Европе — на севере Апеннинского полуострова, на о. Сицилия и в Румынии. В г. известны также в Центральной Америке и прилегающих к ней областях, на Аляске, на территории Бирмы, в Индонезии и др регионах Деятельность В г свидетельствует о процессах современного формирования и

переформирования скоплений нефти и газа в этих районах.

Для образования и длительного функционирования В г. необходимы следующие основные условия. 1) высокая геотектоническая активность региона, сопровождающаяся образованием крупных разрывных нарушений; 2) развитие мощных толщ осадочных образований, содержащих пачки глинистых пород, могущих играть роль надежных покрышек, и песчаных горизонтов, способных служить резервуарами для крупных скоплений газа; 3) интенсивное поступление газа, способное создать в недрах АВПД, которое является главным энергетическим ресурсом В. г.

ВУЛКАНИЗМ — см. магматизм.

ВУЛФКЕМП СЕРИЯ (отдел)—распространена на Мидконтиненте (США). Представлена известняками (часто глинистыми и окремнелыми), доломитами с прослоями песчаников и глин общ. мощн. до 600 м (Центральная платформа). В прогибе Делавэр В. с. сложена преимущественно терригенными породами с отдельными пачками известняков (1200 м). Относится к перми. Один из основных нефетегазоносных комплексов Пермского бассейна Мидконтинента.

ВУРЦИЛИТ — своеобразный жильный битум, известный пока только в одном месторождении (штат Юта, США). В куске черный, блестящий, в порошке светло-бурый. Пл. около 1,06. Не плавится, слабо растворим в растворителях типа хлороформа Элементный состав (%): С 82,2, Н 10,9, N 1,8, S 3,2, О 1,9 Обладает необычной для твердых битумов эластичностью, напоминающей эластичность эбонита. По составу и свойствам близок к элатеритам.

ВЫВЕТРИВАНИЕ - процесс изменения и разрушения минералов и горных пород на поверхности Земли. Выделяется физическое, химическое и биологическое В Эти процессы одновременны и взаимосвязаны, но в зависимости от физико-географической обстановки преобладают те или дру- । ие. В аридных, высокогорных и полярных областях преобладает физическое, а в умеренно влажных, влажно-тропических и тропических усло- зиях — химическое и биологическое В

Процессы выветривания на дне морей носят название гальмиролиз ВЫДЕЛЕНИЕ ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ — осуществляется по комп - лексу методов. В терригенном разрезе в общем случае породы-коллекторы характеризуются следующими признаками: 1) отрицательной аномалией на диаграммах каротажа потенциалов самопроизвольной поляризации; 2) наличием глинистой корки, отмечаемой сужением диаметра на кривых кавернометрии; 3) низкими показаниями гамма-каротажа; 4) неравенством показаний потенциал- и градиент-зондов на диаграммах микрокаротажа; 5) наличием зоны проникновения, параметры которой определяются по данным зондирования каротажного бокового; 6) повышенными показаниями «индекса свободного флюида» на диаграммах каротажа ядерно-магнитного; 7) повышенными значениями суммарных газопоказаний на диаграммах каротажа газового; 8) наличием фильтрации промывочной жидкости в пласт по данным каротажа фильтрационного. Карбонатные коллекторы с межзерновым типом пористости выделяются по тем же признакам, что и терригенные коллекторы Выделение карбонатных коллекторов со сложным типом пустотного пространства осуществляется путем* 1) сопоставления значений коэффициентов пористости между собой и с критическими значениями пористости Например, если коэффициенты пористости, определенные по данным каротажа сопротивления (К„С) акустического (К„к), нейтронного гамма-(Кп"гк) и гамма-гамма-кйро- тажа «ГК), выше критического значения пористости и равны между собой, то выделенный интервал является коллектором с межзерновой пористостью, если АпГК = ^£ГК > >^^G==^^K,то в коллекторе

преобладает кавернозный тип пустотного пространства, а при A*nrK = = А^ГК < К„с = ^пК — трещинный; 2) путем графического сопоставления каротажных кривых, функ-

ционально связанных с пористостью (КС, АК, НГК, ГГК). Для этого кривые нормализуются против опорного интервала с межзерновым типом пористости, а участки расхождения кривых в зависимости от знака расхождения интерпретируются как интервалы с преобладанием либо кавернозного, либо трещинного типа пустотного пространства. Кроме того, существуют и др. способы определения коллекторов, например способы двух растворов, «каротаж — испытание— каротаж», способ временных измерений геофизических параметров с изменением или без изменения скважинных условий и др специальные способы

ВЫКЛИНИВАНИЕ — исчезновение пласта или группы пластов из осадочного разреза, происходящее в некоторой области, классифицируемой как зона В. Исчезновение пласта или группы пластов начинает фиксироваться по увеличению (по сравнению со средними в пределах площади развития) градиентов изменения их основных геометрических, вещественных емкостных, фильтрационных и др характеристик Так, в зоне В. обычно нарастают градиенты уменьшения мощности пласта, увеличиваются градиенты литологических замещений и т д Более резкими и однонаправленными становятся изменения емкостных и фильтрационных свойств горных пород. Внешним ограничением зоны В. является линия нулевых мощностей пласта. Существует два типа В — первичный и вторичный. Первичное В. формируется процессами седиментации в периферических зонах осадочных бассейнов Вторичное В. возникает как результат процессов денудации или тектонических дислокаций. В. может классифицироваться по формам, которые образует исчезающий из разреза пласт (или группа пластов) — единичный клин, расщепление' на ряд клиньев, срезание, притыкание, обрыв, язык и т. д Изучение явления В и характеристик пластов в зоне В. имеет большое значение для прогноза неантиклинальных ловушек УВ

ВЫНГАПУРОВСКОЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРО

ЖДЕНИЕ — расположено на юге На- дым-Пурской нефтегазоносной обла

сти Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, в 270 км к северо- востоку от г. Сургут. В строении месторождения присутствуют отложения юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возраста. Открыто в 1968 г. Приурочено к вытянутому в субмеридиональном направлении поднятию 35 X 18 км амплитудой 87 м с углами падения пород на крыльях 0°20'—0°40'. Продуктивны отложения верхней юры и мела На месторождении открыты: газовая залежь в сеноманских отложениях, четыре нефтяные залежи в нижнемеловых отложениях, одна из которых с газоконденсатной шапкой, п одна нефтяная залежь в верхнеюрских отложениях (ва- сюганская свита) Выявлены также нефтегазопроявления, связанные с баженовской свитой.

Газовая залежь установлена в сеноманских отложениях, залегающих на глубине 987—1081 м и перекрытых толщей глинистых пород турона и более молодых. Продуктивные отложения представлены неравномерным переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Залежь массивная, водоплавающая. Высота ее 90 м. Абсолютно свободные дебиты газа от 800 до 7300 тыс. м3/сут. Начальное пластовое давление 10,3 МПа, температура 29—34 °C. Газ метановый. Ср. содержание (%): метана 98 %, тяжелых углеводородов 0,17, азота 1,88, углекислого газа 0,27.

Нефтяные залежи в нижнемеловых отложениях приурочены к осадкам мегионской свиты (нижняя из них в ачимовской толще). Залежи литологически ограниченные (верхняя пластовая сводовая). Высота нефтяных залежей 17—62 м. Одна из залежей имеет газоконденсатную шапку. Высота нефтенасыщенной части 207 м, газонасыщенной 60 м. Притоки нефти составляют 5,7—190 м3/сут на 8миллиметровом штуцере. Нефти малосернистые (S 0,15—0,36%), малосмолистые (смол селикагелевых 2,9— 5,1 %), смешанного типа с преобладанием алканов (до 64 % в групповом углеводородном составе) и содержанием твердых парафинов 2,9— 5,7 %. Пл. нефтей 0,824—0,851. Залежь нефти в васюганской свите приурочена к ее кровле Залежь пластовая сводовая. Дебиты нефти 36—

86,5 м3/сут на 8-миллиметровом штуцере. Пл. нефти 0,825. Характеристики юрской и нижнемеловой нефти сходны.

ВЫСОТА АБСОЛЮТНАЯ —расстоя- ние от среднего уровня Мирового океана до любой точки, расположенной над (со знаком «+») или под (со знаком «—») ним, отсчитанное по отвесной линии.

ВЫСОТА ЗАЛЕЖИ—расстояние по вертикали от кровли коллектора в его гипсометрически наиболее высокой точке до ВПК (ГВК) или до его середины при наклонном положении контакта. В антиклинальных залежах, до предела заполняющих складку нефтью (газом), ВПК (ГВК) располагается в замке ловушки, не у самой кровли коллектора в точке выса- чивания, а ниже ее на величину, соответствующую мощности невытесняе- мой части залежи. Мощность последней определяется давлением капиллярного внедрения нефти (газа) в коллектор и может достигать для нефти Юми более.

ВЫСОТА ЛОВУШКИ — расстояние по вертикали между наиболее и наименее глубокозалегающими частями коллектора в ловушке. В антиклинальной ловушке наиболее глубокая часть коллектора ограничена замыкающей изогипсой. Для литологически замкнутой ловушки В. л. — расстояние по вертикали между наибольшей и наименьшей глубиной залегания ее литологического ограничения. Высота литологически экранированной ловушки измеряется несколько сложнее. Литологически экранированная ловушка может существовать лишь в том случае, если линия выклинивания коллектора вверх по восстанию моноклинали является извилистой (фестончатой, т. е. имеет точки перегибов). Извилистость создает боковые (по простиранию) ограничения коллектора (структурные носы) в определенном гипсометрическом интервале. Расстояние по вертикали между ближайшими наиболее и наименее глубокозалегающими точками перегибов линии выклинивания определяет высоту элементарной литологически экранированной ловушки (отдельного фестона). Элементарная ловушка может составлять часть более сложной и большей по объему ловуш-

ки. Высота последней определяется асстоянием по вертикали между наименее погруженной точкой (верхняя точка наименее глубокой элементарной ловушки) и наиболее глубокой точкой перегиба линии выклинивания. ВЫСОТА ОТНОСИТЕЛЬНАЯ — высота точки на любой физической поверхности, отсчитанная по отвесной линии от какой-либо уровенной поверхности. В. о. применительно к рельефу земной поверхности отсчитывается обычно от уреза воды в реках данного района.

ВЫСОТА пьезометрическая — высота, на которую поднимается жидкость в скважине (горной выработке) над данной точкой потока в пласте под влиянием гидростатического давления в этой точке. В. п. определяется по формуле h = р/у, где р — гидростатическое давление в исследуемой точке потока воды, Па; у — удельный вес воды, Н/м3.

ВЫСОТА СКЛАДКИ —см. складка. ВЫЩЕЛАЧИВАНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД — процесс избирательного растворения и выноса природными водами отдельных компонентов горных пород. В. г. п. имеет важное значение для образования вторичной пористости в карбонатных и в меньшей степени в терригенных коллекторах. Растворению и выносу подвергаются карбонаты, сульфаты, хлориды и др. минералы.

ВЫЯВЛЕНИЕ ОБЪЕКТОВ ПОД ГЛУБОКОЕ БУРЕНИЕ —начальная подстадия поискового этапа геологоразведочных работ на нефть и газ (см. стадийность геологоразведочных работу Объектами изучения являются районы с установленной или возможной нефтегазоносностью. Основные задачи: изучение условий залегания и др. геолого-геофизических свойств нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов; выявление в них перспективных на нефть и газ ловушек или геофизических аномалий типа «залежь»; количественная оценка ресурсов в выявленных ловушках по категории Di и частично D2; выбор объектов и определение очередности их ввода в поисковое бурение. Типовой комплекс работ включает в себя: дешифрирование материалов космических и аэрофотосъемок локального и детального уров-

ТАБЛИЦА В.З

Динамическая вязкость некоторых веществ

Название

Ч» 10 3 Па с, при температуре

20е С

50° С

Метан Этан Пропан Азот

Углекислый газ

Ж

Вода

я-Гексан С6Н12

я-Октан С8Н18

2,2,4-Триметилпентан С8Н18 я-Октадекан Ci8H38 2-Метилтрикозан С24Н50 Циклогексан СбН12

Бензол СбН6

Нафталии Ci0H8

Газы

1,08-10-2 0,92 • 10 , 0,80-10

1,47-10-2

Жидкости

1,00 0,32 0,53 0,50

4,53

13,23 0,99 0,65

2,48

1,18-10”22 1,01-10 2 0,88-10 2 1,88-10 2 1,62 - 10"2

0,55

0,24 0,38 0,36 2,34 4,55 0,49 0,43

1,42

ней генерализации; структурно-геологическую и структурно-геоморфологическую съемки масштабов 1:100 000 и 1 : 50 000, сейсморазведку, гравиразведку, магниторазведку и электроразведку в различных модификациях масштабов 1 : 100 000 и 1 : 50 000; специализированные работы и исследования по прогнозу геологического разреза и выявлению аномалий типа «залежь». Завершение работ определяется включением перспективного объекта в фонд выявленных структур для поисков нефти и газа (форма 03-ГР).

ВЯЗКОСТЬ — свойство жидких, а также газообразных и твердых тел оказывать сопротивление их течению— перемещению одного слоя тела относительно другого — под действием внешних сил. В. ^определяется касательной силой, которая должна быть приложена к единице площади сдвигаемого слоя, чтобы поддержать в нем стационарное течение с постоянным градиентом скорости, равным единице. Эту величину т] принято называть абсолютной или динамической В. Величину, обратную В., называют текучестью <р = 1/т] Ди

намическая В. измеряется в Па-с или в г-см^-с”1 (пуазах). На практике чаще всего используется величина, равна отношению динамической В к плотности тела при температуре определения (кинематическая В.) у = т)/р, Единицы ее измерения м2- •С”1 или см2-с-1 (1 см2-с-1 = 1 Ст).

Для характеристики нефтей и нефтепродуктов используется условная вязкость ВУ, которая выражается отношением времён вытекания определенных объемов воды и нефтепродукта. ВУ выражается в градусах вязкости условий, или численно совпадающих с ними градусах Энглера °Е, в градусах Сайболта и в др. условных единицах. Для перехода от вязкости условной ВУ (°Е) к динамической г| (пуаз) и кинематической у (стокс), применяются формулы

ч=(о,О731ВУ--2^-) р;

v = 0,0731 ВУ -.

. жидких УВ увеличивается с ростом давления и уменьшается с

ТАБЛИЦА В.4

Кинематическая вязкость некоторых нефтей и нефтепродуктов

Название

Вязкость v (сСт) при температуре

20° С

50° С

Нефть месторождения Мегион (Зап.

7,14

3,19 ^

Сибирь, юра)

Нефть месторождения Усть-Балык

65,56

18,57

(Зап. Сибирь, готерив — баррем) Нефть месторождения Корсак (Ка

994,7

96,04

захская ССР апт — неоком) Масло соляровое

5,0-9,0 (при 30° С)

—

Масло вазелиновое

4,0-5,1 (при 30° С)

.—

Масло авиационное

—

20 (при 100° С)

Масло трансформаторное

Не более 30,0

—

ростом температуры. В. газообразных УВ увеличивается с ростом температуры до определенного для каждого газа давления, выше которого влияние температуры сказывается обратным образом. В. неуглеводородных газов при прочих равных условиях больше В. газообразных УВ. В. обычно возрастает в ряду: н-алканы->аре- ны -> цикланы. Изоалканы с одним заместителем имеют меньшую В. по сравнению с н-алканами, однако по мере увеличения числа изогрупп и их длины В. растет. При одинаковом фракционном составе В. нефтей определяется их углеводородным составом, количеством и строением ге- тероатомных соединений. В. алкановых нефтей обычно ниже В. нефтей цикланового основания. На В. пластовых нефтей существенно влияет количество растворенного в них газа. В некоторых индивидуальных веществ, природных газов, нефтей и нефтепродуктов приведены в табл. В.З и В 4.

Многие нефти и нефтепродукты при охлаждении образуют коллоидные системы в результате кристаллизации или коагуляции некоторой части входящих в них компонентов (асфальтенов, парафинов, церезинов). В. таких систем резко повышается, причем скорость их течения не пропорциональна прилагаемой силе (см. жидкости неньютоновские). Такая В. называется структурной

ГАББРО —см. породы изверженные. ГАВАР НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ (Гхавар, Джавар) — расположено в Саудовской Аравии и приурочено к валу 240 X (12 44- 20) км амплитудой до 400 м, осложняющему центральную часть Центральноаравийской гемиантеклизы. Открыто в 1948 г. Одно из крупнейших по площади и второе по запасам нефтяное месторождение мира (по оценкам в зарубежной литературе первое место обычно отводится месторождению Большой Бурган с запасами нефти около 10,7 млрд, т, однако в ряде источников Гавар стоит на первом месте). Основные запасы приурочены к карбонатным горизонтам С и D свиты Араб верхнеюрского возраста; эти горизонты сложены трещиноватыми доломитизированными известняками мбщн. до 45—50 м, их пористость достигает 15—30 %, а проницаемость 1—1,5 мкм2. Глубина залегания горизонтов С и D соответственно 1700 и 2000 м. Залежи сводовые массивные. Нач. извл. запасы нефти 10125 млн. т, растворенного в нефти газа — около 1000 млрд. м3. Пл. нефти 0,850 (горизонт С) и

0,845—0,865 (горизонт D) Годовая добыча достигала 280 млн. т (1981 г). На 10182 г. извлечено 3114 млн т.

ГАГАТ — разновидность плотного, однордного угля, черного, с ярким смолистым блеском и раковистым изломом. Встречается в виде отдельных включений, нередко среди плотных тонкозернистых пород; никогда не слагает выдержанных слоев и тем более пластов. Под микроскопрм обнаруживает отчетливо выраженные признаки структурного витрена. Отличается от обычных витренов высоким выходом летучих веществ и повышенным содержанием водорода. Подавляющее количество Г. поздне- и среднюрского возраста.

ГАЗ АЗОТНЫЙ — природный газ, в составе которого содержание N2 превышает 50 %. Г. а. пород и пластовых вод может свидетельствовать о низкой газонасыщенности недр, но при этом нефтеносность может быть достаточно высокой. Г. а. иногда присутствует в составе тяжелых сернистых нефтей. Залежи Г. а. встречаются относительно редко, главным образом на территории древних платформ под галогенными отложениями или внутри их. Содержание N2 в этих залежах иногда превышает 95 %. Г. а. используют при бурении скважин в составе буровых растворв или в качестве антикоррозионного ингибитора, для продувки трубопроводов, для поддержания пластового давления

ГАЗ ВОДОРАСТВОРЕННЫЙ — природный газ, сорбированный водами и извлекаемый из них при дегазации. Г. в. присутствует во всех природных водах в объеме от сотых долей до 10 м3/м3 и более и характеризуется исключительно разнообразным составом. В молодых НГБ пластовые воды характеризуются высоким со- 'держанием Г. в. преимущественно метанового состава. С увеличением возраста коллекторов в составе Г. в повышается роль тяжелых УВ и азота. В Г. в. палеозойских отложений древних платформ часто преобладает азот. В пределах отдельных НРБ в направлении от бортов к центру и с глубиной увеличивается содержание Г. в, состав которого меняется от азотного к метановому. С увеличением содержания метана растет роль

его тяжелых гомологов Увеличение содержания УВ в составе Г. в является поисковым признаком залежей углеводородного газа. Увеличение содержания тяжелых УВ может указывать на присутствие по соседству газонасыщенных нефтей. Г. в. углеводородного состава может рассматриваться как потенциальный источник газового сырья. Общие запасы УВ, связанные с Г. в , на территории СССР оцениваются в (14-4)-1013 м3.

ГАЗ ГИДРАТНЫЙ — природный газ, образующийся из природных газовых гидратов при переходе последних из пластовых условий в атмосферные.

ГАЗ ГОРНЫХ ПОРОД — природный газ, сохранившийся в образце породы при атмосферных условиях и извлеченный из нее принудительной дегазацией. Г. г. п может находиться в закрытых порах в состоянии окклюзии или в кристаллической решетке минералов. Г. г. п закрытой пористости или окклюзий может быть в газообразном состоянии, сорбированным заключенными в породах жидкостями или адсорбированным на поверхности минеральной части образца.

ГАЗ ГОРЮЧИЙ—газ, способный гореть в смеси с воздухом при нормальных условиях Горючими являются газовые смеси, включающие УВ, сероводород, водород и окиси углерода, при суммарном содержании азота и двуокиси углерода приблизительно менее 80 %.

ГАЗ ГРЯЗЕВЫХ ВУЛКАНОВ —природный газ газопроявлений цследст- вие трязевого вулканизма Он является основным источником энергии грязевого вулкана Дебиты Г. г. в достигают в периоды наиболее сильных извержений 40 тыс м3/сут. Вулканы Азербайджана ежегодно выбрасывают около 2,7-108 м3 природного газа, из которых приблизительно 2-Ю7 м3— в спокойные периоды их деятельности Г. г. в. разных районов близки по составу. Они преимущественно метановые (СН4 до 99 %) и содержат незначительное количество тяжелых УВ и азота. Содержание двуокиси углерода варьирует в широком диапазоне, достигая в отдельных случаях 50 % и более (Керченский п-ов, о Сахалин, Исландия) Содержание гелия составляет в основном тысячные доли процента Отношение 3Не/4Не варьирует

от (4-~5)-10”8 (Керченский п-ов, Азербайджан) до 320-10—8 (о. Сахалин). д13С метана изменяется от —3,74 % До —5,02 % Грязевой вулканизм с природными газами метанового состава свидетельствует о преимущественной газоносности недр.

ГАЗ ДИСПЕРГИРОВАННЫЙ — пластовый газ, существующий в виде отдельных рассеянных пузырьков в пластовых нефтях или подземных водах Объем Г. д., отнесенный к единице объема пластовой жидкости, определяется по уравнению

тг 273,15 (Рпл + Рп.Н Рв) в

гzT1-0’

где рпл — пластовое давление; рп н — давление за счет сил поверхностного натяжения на границе фаз; рв — давление паров воды; z— коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях; Г — пластовая температура, К; 0 — доля объема дисперсной системы (нефть или вода), занятая Г. д в пластовых условиях.

ГАЗ ЖИРНЫ0 — пластовый газ с газовым фактором от 11 до 33 тыс м3/м3, т. е с содержанием конденсата от 30 до 90 см3/м3. Г. ж. характеризуется повышенным содержанием этана, пропана и бутанов. Г. ж. неуглеводородного состава встречается крайне редко.

ГАЗ ЗАКРЫТЫХ ПОР — природный газ пород, сохранившийся в них при атмосферных условиях и извлеченный только путем их механического дробления.

ГАЗ НЕФТЯНОЙ — природный газ, сорбированный нефтью в пластовых условиях и извлеченный из нее спонтанной или принудительной дегазацией. Чем больше газосодержание нефтей, тем меньше разница в составе Г. н и свободного соседних залежей. Уменьшение газосодержания обычно происходит за счет метана. В результате этого в составе Г. н. увеличивается доля ТУ и азота. При очень низком газосодержании в составе Г н могут преобладать азот или двуокись углерода Г. п. древних платформ характеризуются обычно значительно более низким газосодер- жапием и более высокими концентрациями ТУ и азота, чем Г н молодых платформ и зон современной склад

чатости. Тяжелым нефтям обычно свойственно повышенное содержание метана в составе Г н

ГАЗ ПЛАСТОВЫЙ — подземный-газ, формирование и аккумуляция которого происходит в пластовых условиях нефтегазоносного бассейна. В составе Г. п обычно преобладают метан и его гомологи. Реже встречается Г. п. азотного или углекислого состава. Основными продуктами добычи и сепарации Г. п являются горючий свободный газ и конденсат жидких УВ По содержанию извлекаемого конденсата различают Г. п. сухой, тощий, жирный и газоконденсатный. Для определения состава Г. п. необходимы данные по содержанию газов дегазации А и дебутанизации Б сырого конденсата и о количестве стабильного дебутанизированного конденсата В, выраженные в г-молях относительно 1000 г-молей отсепари- рованного (свободного) газа*

А = 10-3а^; Б = 10-3б<7;

5 = 22,4^-»,

где а, б — выход газов соответственно дегазации и дебутанизации из сырого конденсата, см3/г; в — доля стабильного дебутанизированного конденсата в составе сырого конденсата; q— конденсатный фактор при сепарации, г/м3; М — средняя молекулярная масса стабильного конденсата.

На основании данных по составу конденсата и газов сепарации, дегазации и дебутанизации мольная доля каждого газового компонента в составе горной породы (Vi) определяется по уравнению

„ _ \00Wd + AVai + Б¥б1 + BVei

1000 + А + Б + В

где Vet, Vai, V6i и Vei — содержание компонента i соответственно в газах сепарации, дегазации, дебутанизации и в стабильном конденсате

При этом стабильный конденсат можно рассматривать как сумму пентана и более тяжелых углеводородов ГАЗ ПОДЗЕМНЫЙ — природный раствор, газообразный в термобарических условиях недр. В нормальных условиях Г. п переходит в конденсат и свободный газ В недрах Г п может быть диспергированным в виде

отдельных пузырьков (окклюдированный) или аккумулированным в виде отдельных скоплений (залежей). Он может быть неподвижным относительно вмещающих пород, может мигрировать, иногда образуя естественные газопроявления

ГАЗ ПОПУТНЫЙ — природный газ, добываемый из газонефтяной залежи и представляющий собой смесь свободного газа газовой шапки и нефтяного газа.

ГАЗ ПРИРОДНЫЙ — смесь веществ (раствор), газообразная в нормальных (атмосферных) условиях и выделенная из состава более сложных природных систем любого агрегатного состояния. Все многообразие Г. п. определяется прежде всего характером исходных природных систем и условиями их дегазации или сепарации (табл. Г.1). По характеру исходной природной системы следует различать Г. п пород, газогидратов, нефтей, природных вод и подземных газов По условиям дегазации или сепарации все Г. п. делятся па две группы 1) газы самопроизвольной (спонтанной) дегазации (сепарации), 2) газы принудительной дегазации (сепарации).

ГАЗ СВОБОДНЫЙ — природный газ, который входит в состав пластового

газа и сохраняет свое газообразное состояние в нормальных условиях. Фактически это природный газ газовых и газоконденсатных залежей. В подавляющем большинстве случаев Г. с. имеет углеводородный состав, реже в его составе преобладает азот и крайне редко — двуокись'углерода или сероводород. Г. с. древних платформ содержат наиболее высокие концентрации азота и гелия. Г. с. передовых прогибов и межгорных впадин с мощным мезозойско-кайнозойским осадконакоплением характеризуются резким преобладанием УВ и почти полным отсутствием азота и гелия. В составе Г. с. молодых платформ часто встречаются повышенные концентрации двуокиси углерода.

ГАЗ СОРБИРОВАННЫЙ ГОРНОЙ ПОРОДЫ — природный газ, сохранившийся в породе после ее дробления (механическая дегазация) и извлеченный путем плавления или растворения полученного порошка. Г. с. г п. в основной своей массе характеризует природные газовые компоненты кристаллической решетки минералов. В породах с высоким содержанием ОВ большую роль могут играть газовые компоненты, сорбированные этим веществом.

ТАБЛИЦА Г.1

Типы природных газов земной коры

Природная система

Дегазация или сепарация

Самопроизвольная (спонтанная)

Принудительная

Подземный газ (пластовый)

Свободный газ

Газ дегазации и дебутанизации сырого конденсата

Пластовая нефть

Нефтяной газ

Газ глубокой стабилизации нефти

Природная вода

Водорастворенный спонтанный газ

Водорастворенный газ

Природные гидраты

Газогидратный газ

Водорастворенный газ газогидратной воды

Горная порода

Природные газы открытого трещинно-порового пространства

Газы закрытых пор, окклюдированный, сорбированный и т. д.

ГАЗ СПОНТАННЫЙ — природный газ, полученный при спонтанной (самопроизвольной) дегазации пластовой нефти, подземного газа или воды При достаточно большом газосодержании объем и состав Г. с. отражает объем и состав всего растворенного газа. ГАЗ СУХОЙ — пластовый газ с газовым фактором более 100 тыс м3/м3 и с содержанием конденсата менее 10 см3/м3. Характеризуется очень низким содержанием этана. Пропан и бутаны практически отсутствуют.

ГАЗ ТОЩИЙ — пластовый газ с газовым фактором от 33 до 100 тыс. м3/м3, те с содержанием конденсата от 10 до 30 см3/м3. Обладает обычно низким содержанием этана, пропана, бутанов

ГАЗ УГЛЕВОДОРОДНЫЙ — природный газ, суммарное содержание углеводородных газовых компонентов которого превышает 50 %. Подавляющее большинство газовых и нефтяных залежей имеет Г. у. с содержанием УВ более 90 %. Г. у. преобладает также среди сорбированных природных газов продуктивных частей нефтегазоносных бассейнов

ГАЗ УГЛЕКИСЛЫЙ (СО2) (двуокись углерода, угольный ангидрит) — бесцветный газ без запаха, значительно тяжелее воздуха (плотность по воздуху 1,529), хорошо растворимый в воде. При охлаждении при повышенном давлении образует с водой гидрат состава СО2 8Н2О. В больших концентрациях (>4%) токсичен. Водный раствор Г. у. обладает кислотными свойствами (угольная кислота). Соли угольной кислоты (карбонаты) широко распространены в осадочной толще Ср содержание Г. у. в атмосфере 0,033 % (2,16-1012 т). Запасы Г. у. в Мировом океане 64- •1012 т. Содержание свободного Г у в земной крре оценивается примерно в 1,4-1017 т, связанного (в виде карбонатов) 3,5-1016 т. Содержание Г. у. в природных газах варьирует в широких пределах (от следов до 100%), составляет в среднем около 4%.

Природные газы с высоким содержанием Г. у. характерны для областей с активной современной или недавней вулканической деятельностью В НРБ содержание Г у. в природных

газах нередко возрастает с глубиной Гу. —■ один из основных конечных продуктов деградации всех видов ископаемого ОВ Основные природные процессы образования свободного Г у. в осадочной толще: химическое и биохимическое окисление ископаемого ОВ в зоне гипергенеза; химическое и биохимическое декарбоксилирование карбоксилсодержащих органических соединений, в первую очередь жирных кислот и продуктов их преобразования, в зонах диагенеза и катагенеза; разложение карбонатов в высокотемпературных условиях или в агрессивных средах. Углерод эдуптив- ного Г. у. существенно обогащен изотопом 13С (см. углерод) по сравнению с углеродом Г. у., образованным в осадочных породах. Природные газы с высоким содержанием Г. у. находят промышленное применение при добыче и транспортировке нефти, а также для производства твердой углекислоты, «сухого льда».

ГАЗЛИНСКОЕ ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено в Узбекской ССР,’ в ПО км к северо-западу от г. Бухара. Открыто в 1956 г., введено в разработку в 1962 г. Расположено в пределах Газлинского выступа Бухарской ступени молодой Туранской платформы. Месторождение связано с положительной структурой 14 X 40 км субширотного простирания. Складка асимметричная с пологим северным крылом (1,5—2°) и крутым южным (до 20°). По поверхности фундамента структура имеет один свод, в верхних горизонтах развивается два свода Амплитуда 250 м Мощи, отложений чехла в сводовой части 1,3 км. Разрез сложен юрскими терригенно-карбонатными породами, меловыми терригенными и кайнозойскими (палеоген, неоген) преимущественно терригенными породами Основная промышленная газоносность связана с терригенными коллекторами верхнего и нижнего мела, где выделяется шесть продуктивных горизонтов. Литологически продуктивные горизонты представлены песчаниками с прослоями глин и алевролитов. В неокоме (XIII горизонт) открыта газонефтяная залежь. Газ метановый, ср содержание (%): метана 95, азота до 3, СО2 до 0,4, остальное — тяжелые углеводороды

ГАЗЛИФТ — способ подъема жидкости за счет энергии смешанного с ней сжатого газа, в частности компрессорная эксплуатация нефтяных скважин с помощью сжатого природного газа. Если для подъема жидкости (чаще воды) используется воздух, устройство называется эрлифтом или мамут-насосом. Г. имеет КПД 15— 36 % и может подавать воду на высоту до 200 м и нефть — до 1000 м при часовой подаче до 500 м3.

ГАЗОВЫЕ ГИДРАТЫ — твердые кристаллические вещества, напоминающие внешним видом снег или рыхлый лед. Г. г. представляют собой твердый раствор, в котором растворитель — кристаллическая решетка, построенная из молекул воды, а растворенное вещество — молекулы газа, поглощенные внутренними полостями этой решетки. Гидратообразующими газами являются Аг, Кг, Хе, Ne, О2, СО2, H2S, СН4, С2Нб, С3Н8, изо-С4Н10 и др.

Не создают гидратов Не, н-С4Ню, углеводороды С5 и выше. Любой Г. г. образуется при строго определенных температуре (как правило, при низких температурах — не более 10— 15 °C) и давлении, конкретные значения которых зависят от состава газа и воды. Существуют природные и техногенные Г. г. Первые возникают непосредственно в осадочной толще, причем наиболее широко они развиты на дне Мирового океана. Вторые — результат эксплуатации скважин или получены искусственным путем для различных промышленных целей (опреснение воды, разделение газовых смесей, снижение влагосодержания газов и т. д.).

ГАЗОКОНДЕНСАТ — пластовый газ с газовым фактором менее 11 тыс м3/м3, т. е. с содержанием конденсата более 90 см3/м3. Газоконденсат с давлением начала обратной конденсации, равным7 пластовому, называется насыщенным Газоконденсаты обычно содержат этан, пропан, бутаны ГАЗОМЕТРИЯ СКВАЖИН —см. каротаж газовый.

ГАЗОНАСЫЩЕН НОСТЬ (коэффициент газонасыщенности) — коллекторское свойство горных пород, характеризующее содержание в ней газа. Г. измеряется отношением объема открытых пор горных пород, заполненных газом в пластовых усло

виях, к общему объему этих пор Г определяет геологические запасы газовых месторождений и рассчитывается по нефте- и вод о насыщенно ст и*.

Ог -^ 1 &н “” ®в>

где аг, ав\ '«н — газо-, водо- и нефте- насыщенность горных пород.

ГАЗООБРАЗОВАНИЕ — термин, имеющий два самостоятельных значения. В балансовых оценках количества продуктов преобразования РОВ пород в процессе катагенеза под термином Г понимают газогенерацию, т. е. образование двуокиси углерода, сероводорода, аммиака, метана, этапа и др. летучих веществ. В др. случаях под Г. понимается образование свободной газовой фазы (газовыдсление) в пластовых условиях.

ГАЗОСОДЕРЖАНИЕ НЕФТИ (газо- насыщенность) — газовый фактор, полученный при максимальной дегазации глубинной пробы нефти. В большинстве случаев Г. н принимается равным газовому фактору однократной дегазации глубинной пробы нефти. Г. н имеет значения от нескольких единиц до 500 м3/м3 и более. Нефти, обладающие Г. н. более 500 м3/м3, близки к критическому состоянию. Г. н. подавляющего большинства нефтей варьирует в сравнительно узком интервале В частности, на территории СССР половина всех нефтей характеризуется Г. н. от 10 до 55 м3/м3, а ср значение Г. н. всех нефтей равно 55 м3/м3. Г. н. характеризует количество природного газа, растворенного в нефти и влияющего на ее вязкость и объемный коэффициент.

ГАЛЕЧНИК — нецементированная обломочная осадочная порода, сложенная на 50 % и более гальками. ГАЛИТ — минерал, NaCI Тв. 2. Пл. 2,3 В осадочных породах аутигенный, образуется на средней и высокой фазах галогенеза, слагая пласты, пачки и мощные толщи каменной соли (до 1,5 км) Такие толщи в очень mhoihx нефтегазоносных бассейнах являются основными наиболее надежными региональными покрышками ГАЛЛУАЗИТ — минерал группы каолинита (его гидратированная форма). Единственный из этой группы обладает способностью к набуханию Образуется в корах выветривания, почвах, угленосных глинах.

ГАЛОБИОС — совокупность организмов, населяющих морские бассейны. Подразделяется на бентос, нектон и планктон.

ГАЛОГЕНЕЗ — процесс хемогенного осаждения солей в природных водоемах из растворов разнообразного химического состава и происхождения. Г. развивается по трем основным линиям: 1) хлоридной (хлоркальциевой) — за счет растворов хлоркальциевого типа, завершающейся отложением калийно-магниевых солей исключительно хлоридного состава (сильвин, карналлит, бишофит, тахгидрит); 2) сульфатной — за счет растворов хлормагниевого и сульфатно-натрие- вого типов, завершающейся осаждением хлоридов и сульфатов калия и магния (каинит, кизерит, полигалит, карналлит, бишофит); 3) содовой — за счет растворов гидрокарбонатно- натриевого и сульфатно-натриевого типов, с осаждением соды, троны, нахколита, галита и др. минералов. При Г. хлоридной и сульфатной линий формируются промышленные месторождения калийных солей хлоридного и хлоридно-сульфатного типов. Г. в первых двух линиях начинается с выпадения в осадок сульфата кальция (ангидрит, гипс), реже кальция и натрия (глауберит) и натрия (мирабилит), затем галита и завершается осаждением хлоридных и хлоридно- сульфатных калийно-магниевых солей, часто образующих промышленные скопления. Эта последовательность выпадения в осадок твердых фаз, обусловленная физико-химическим законом их растворимости, получила название «завершенного цикла Г.» и позволяет выделить начальную (сульфатную), среднюю (галитовую) и высокую (калийную) фазы развития Г. По происхождению участвующие в Г. исходные растворы могут подразделяться на: 1) морские, 2) континентальные, 3) гидротермальные слабоминерализованные (в вулканически активных областях), повышающие минерализацию в процессе солнечного испарения, 4) высокоминерализованные гидротермальные хлоркальциевого типа, 5) десцендентные, возникшие в результате разрушения и выщелачивания древних солей.

Выпадение солей в осадок из водных растворов происходит: 1) в ре-

зультате повышения концентрации раствора при солнечном испарении, 2) вследствие понижения растворимости солей при изменении температуры, 3) при смешении двух растворов, резко различающихся по температуре, химическому составу или концентрации солей. В геологическом прошлом Г. развивался преимущественно по хлоридной линии и часто завершался формированием месторождений калийно-магниевых солей промышленного значения. При этом в глубоководных бассейнах, изолированных от океана, при участии высокоминерали- зоваиных гидротерм хлоркальциевого типа и их смещении с морскими или континентальными водами Г. осуществлялся из расслоенной системы водных растворов, и климатический фактор не имел решающего значения. Во всех остальных случаях влияния климатического фактора было определяющим. В современных озерах и лагунах аридных областей Г. развивается по сульфатной линии и очень редко завершается осаждением калийных солей. Водоемы с развитием содовой линии Г. тяготеют к горноскладчатым областям (межгорные впадины Анд и Кордильер, Тибета и др.), рифтовым структурам (озера Вост. Африки) и впадинам конечного стока континентальных вод (озера Кулундинской степи и др.).

Продукты содовой линии Г. из-за небольших размеров скоплений и высокой растворимости легко разрушаются и поэтому отсутствуют в ископаемом состоянии в более древних, чем палеогеново-неогеновые, отложениях. Соли (галит, сильвин) обладают высокой пластичностью, которая, в отличие от всех других типов пород, не падает, а растет с увеличением глубины погружения и пластовой температуры. Поэтому соли являются наилучшими покрышками нефтяных и газовых месторождений Поскольку толщи, сложенные галитом, во многих нефтегазоносных бассейнах чрезвычайно широко распространены, они являются региональными покрышками, играющими исключительно большую роль в размещении углеводородных скоплений (бассейны Мидконтинента, Мексиканского залива, Центральной Европы, Алжирской Сахары, Вост. Сибири,

Северо-Прикаспийской впадины и т. aJ.

ГАЛОКИНЕЗ — см. тектоника соляная.

ГАЛОПЕЛИТ — осадочная горная порода пелитовой размерности, содержащая до 30 % растворимых солей. Др. компонентами являются карбонаты и глинистые минералы. Г. образуется на всех фазах галогенеза и слагает маломощные прослои, подчеркивающие слоистость галогенных пород.

ГАЛФ-КОСТ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ —см. Мексиканский залив нефтегазоносная мегапровинция.

ГАЛЬКИ — окатанные обломки пород И минералов размером 1—10 см; подразделяются на мелкие (1—2,5 см), средние (2,5—5 см) и крупные (5— 10 см)

ГАЛЬМИРОЛИЗ — см. выветривание. ГАРЬ — выветрелые разности асфальта,* встречающиеся в периферийных частях залежей асфальтовых песчаников. Г. отличается от асфальта основной залежи пониженной растворимостью,- повышенной температурой плавления и более окисленным составом. Поскольку по характеристике генезиса и свойств этот битум является переходным от асфальтов к оксикеритам, термин Г. мог бы быть использован в общеклассификационном значении. Термин Г. используется для наименования как самого битума, так и содержащей его породы в целом и является местным наименованием, применимым пока лишь в Поволжье.

ГАТЧЕТИТ — парафиновый минерал, характеризуется химической чистотой и иногда отчетливо кристаллическим строением. Цвет желтовато- или зеленовато-белый, мягок и жирен на ощупь. Пл. 0,90—0,98. Тпл = 46 4- •т- 54 °C, иногда повышается до 79 °C. Ср. химический состав (%): С 85,5, Н 14,5. Встречается в виде небольших скоплений, иногда в парагенезисе с гидротермальными минералами. Первоначально был описан под названием гатчеттин.

ГАУРДАКСКАЯ СВИТА — распространена на юж. склоне Гиссарского хребта, в среднем течении р. Амударья, в Центральном и Зап. Таджикистане. Представлена в нижней части чередованием ангидритов и тем

ных известняков, в средней части солями или ангидритами с прослоями красных алевролитов и глин, в верхней части ангидритами с прослоями красных глин, песчаников и мергелей. Мощи. 70—850 м. Охарактеризована двустворками и в нижней части аммонитами. Относится к верхнему Оксфорду — титону. Нижняя граница разновозрастная. Является региональной покрышкой.

ГАЧ САРАН ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — см. Асмарийская группа газонефтяных месторождений. ГВАДЕЛУПА СЕРИЯ (отдел)—распространена на Мидконтиненте (США). Объединяет разнообразные терригенные, карбонатные и хемоген- ные отложения общ. мощн. около 1200—1400 м. В Пермском бассейне в разрезе Центральной платформы Г. с. сложена доломитами (иногда окремнелыми) и известняками с прослоями песчаников и реже глин (нижняя Гваделупа ~600 м), на которых с перерывом залегает толща сложного чередования ангидритов и доломитов с прослоями песчаников, глин и пластами каменной соли (верхняя Гваделупа ~750 м). В прогибе Делавэр Г. с. (~ 1200 м) сложена песчаниками, глинами и известняками. Относится к перми. Является одним из основных нефтегазоносных комплексов Пермского бассейна Мидкон- тинента.

ГВИНЕЙСКОГО ЗАЛИВА НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — занимает прибрежные части Анголы, Конго, Заира, Габона, Камеруна, Нигерии, Бенина, Того, Ганы и прилегающие к ним акватории Атлантического океана. В тектоническом отношении представляет собой периферические прогибы Африканской древней платформы. Размеры провинции 3650 X 160 км, площадь 569 тыс. км2, объем осадочного выполнения 2464 тыс. км3. Начало освоения 1956 г.

Фундамент сложен докембрийскими кристаллическими породами. Мощность мезозойско-кайнозойского осадочного чехла возрастает в сторону океана и достигает 12,5 км. Это морские и континентальные терригенные отложения, среди которых во многих областях находится каменная соль мелового возраста. В провинции Гвинейского залива выделяются четыре

нефтегазоносные области. дельты р. Нигер, нижнею течения р Огове, Нижнего Конго и р Кванза Каждая из них представляет собой тектонический прогиб.

Область дельты р. Нигер. Продуктивны здесь отложения от эоцена до плиоцена, представленные дельтовыми образованиями. В них выделяются сменяющие друг друга в югозап направлении свиты: Бенин (преобладают глины), Акабаде (глины и песчаники) и Аката (преимущественно песчаники). Наиболее богата углеводородными скоплениями свита Акабаде. Общий наклон слоев на юго- запад, в сторону оксана Распространены конседиментациопные разломы, к которым приурочены антиклинальные структуры, служащие объектами разведки.

Первое месторождение нефти Олон- бири было открыто в 1955 г. К 1975 г. было открыто 185 нефтяных и 5 газовых месторождений, в числе которых много крупных- Мерен, Дельта, Дельта-Юг, Окан, Форкадос-Эстуари, Джонс-Крик, Офиди, Оломоро, Кав- торн-Чанэл, Бому, Имо-Ривер. Доказанные извлекаемые запасы нефти по всем месторождениям на начало 1978 г. оценены в 2562 млн т, газа — в 1217 млрд. м3. Годовая добыча нефти 103 млн. т, газа 20,2 млрд м3 (1977 г)

Области нижнего течения р. Огове (Габон) Осадочная толща включает в себя мезозойские и кайнозойские породы общ. мощн. до 12 км. В апте находится толща каменной соли Среди крупных поднятий и разделяющих их прогибов доминирует Западно-Габонский прогиб субмеридионального простирания, который разделяет область на две неравные части. На западе от него в акватории океана расположено крупное поднятие Порт-Жантиль, а на востоке (на суше)—горст Ламбарене и поднятие Икасса и расположенные за ними соответственно Восточно-Габонский прогиб и прогиб Сетте-Кама. С осложняющими их брахиантикли- налями и солянокупольными поднятиями связаны нефтяные и газовые месторождения Залежи в большинстве случаев приурочены к меловым песчаникам и реже к доломитам и кремнистым известнякам палеогена и

линзовидным пескам нижнего миоцена Залежи в них по своему типу относятся к пластовым сводовым, к сводовым, дизъюнктивно, литологически, стратиграфически ограниченным и экранированным, экранированным соляным диапиром. Всего в области открыто 34 нефтяных и 3 газовых месторождения (значительная часть на акватории океана). Почти все приурочены к поднятию Порт-Жантиль и бортам Западно-Габонского прогиба Несколько месторождений находится на юж. замыкании прогиба Сетте-Кама. Месторождения по размерам относятся к числу средних и мелких. Исключение представляет одно крупное месторождение Гронден-Марин, открытое на море в 40 км от берега Общие извлекаемые запасы на начало 1978 г.: нефти 283 млн. т, газа 69 млрд. м3. Годовая добыча нефти 112 млн. т, газа 0,1 млрд м3 (1977 г.).

Область Нижнего Конго имеет осадочную толщу мощн. менее 5 км, состоящую в основном из терригенных образований В апте встречена каменная соль. Часть верхнего мела и миоцена выпадает из разреза. Фундамент постепенно погружается на юго-запад в сторону Атлантического океана. Глубина погружения фундамента у берега океана около 2 км. Развиты брахиантиклинали и куполообразные структуры. В них, главным образом в области шельфа Атлантического океана, найдено 21 нефтяное и газовое месторождение.. Они расположены в Конго (Браззавиль) и Анголе. Промышленные притоки нефти на нескольких морских площадях получены в Заире. Продуктивными являются меловые отложения* песчаники альб-сеномана и сенона, песчаники и органогенные известняки готерив- барремской толщи. Залежи пластовые сводовые и пластовые литологически ограниченные Нефть тяжелая Самое большое месторождение в Конго — Эмерод (газонефтяное), в Анголе* крупные месторождения — Молонго- Север и Молонго-Запад, среднее — Молонго-Юг. Запасы нефти и газа на начало 1978 г.: по республике Конго 49 млн. т и 28 млрд, м3 соответственно, по Анголе (Кабинда) 159 млн. т и 42 млрд. м3. Годовая добыча: в Конго 1,84 млн. т нефти и 0,2 млрд.

ИзомерФормула^кип* °СПлотность, 4°Содержание, % на нефть«-ГексанН3С—сн2—сн2—сн2—сн2—сн368,950,66031,02-Метилпентанн3с—сн—сн2—сн2—сн, СН360,270,65990,5З-МетилпентанН3С—СН2— СН—СН2— СНз СНз63,280,66870,42,3-Диметил- бутанН3С—CH—СН—СНзСНз СНз57,990,66160,22,2-Диметил- бутанСНэн3с—(*:—сн2—СНзСНз49,500,64920,06ИзомерФормула^кип* °СПлотность, 4°Содержание, % на нефть«-ГексанН3С—сн2—сн2—сн2—сн2—сн368,950,66031,02-Метилпентанн3с—сн—сн2—сн2—сн, СН360,270,65990,5З-МетилпентанН3С—СН2— СН—СН2— СНз СНз63,280,66870,42,3-Диметил- бутанН3С—CH—СН—СНзСНз СНз57,990,66160,22,2-Диметил- бутанСНэн3с—(*:—сн2—СНзСНз49,500,64920,06ТАБЛИЦА Г.2Физические свойства и среднее содержание в нефтях изомеров гексановТАБЛИЦА Г.2Физические свойства и среднее содержание в нефтях изомеров гексановм3 газа, в Анголе 8,15 млн. т. нефти и 2,3 млрд, м3 газа (1977 г.).

Изомер

Формула

^кип* °С

Плотность, 4°

Содержание, % на нефть

«-Гексан

Н3С—сн2—сн2—сн2—сн2—сн3

68,95

0,6603

1,0

2-Метилпентан

н3с—сн—сн2—сн2—сн, СН3

60,27

0,6599

0,5

З-Метилпентан

Н3С—СН2— СН—СН2— СНз СНз

63,28

0,6687

0,4

2,3-Диметил- бутан

Н3С—CH—СН—СНз

СНз СНз

57,99

0,6616

0,2

2,2-Диметил- бутан

СНэ

н3с—(*:—сн2—СНз

СНз

49,50

0,6492

0,06

Изомер

Формула

^кип* °С

Плотность, 4°

Содержание, % на нефть

«-Гексан

Н3С—сн2—сн2—сн2—сн2—сн3

68,95

0,6603

1,0

2-Метилпентан

н3с—сн—сн2—сн2—сн, СН3

60,27

0,6599

0,5

З-Метилпентан

Н3С—СН2— СН—СН2— СНз СНз

63,28

0,6687

0,4

2,3-Диметил- бутан

Н3С—CH—СН—СНз

СНз СНз

57,99

0,6616

0,2

2,2-Диметил- бутан

СНэ

н3с—(*:—сн2—СНз

СНз

49,50

0,6492

0,06

ТАБЛИЦА Г.2

Физические свойства и среднее содержание в нефтях изомеров гексанов

ТАБЛИЦА Г.2

Физические свойства и среднее содержание в нефтях изомеров гексанов

Область Кванза (Ангола) сложена меловыми и палеоген-неогено- выми отложениями общ. мощн. до 10 км. Они представлены в основном карбонатно-терригенными образованиями Исключение — апт-альбская толща карбонатов, ангидрита и каменной соли. Из разреза выпадают олигоцен и средний и верхний миоцен (иногда только верхний миоцен). Моноклинальное залегание осадочной толщи осложняется несколькими крупными поднятиями, расположенными в прибрежной к океану полосе. В ядрах брахиантиклиналей, как предполагают, находятся внедрения каменной соли. Открыты 11 месторождений нефти и одно месторождение газа. Все месторождения мелкие Продуктивные горизонты находятся в неокоме, апте, альбе, сеномане, в эоцене и миоцене. На большинстве месторождений коллекторами являются органогенные и трещиноватые известняки мелового возраста, песчаники неокома и миоцена Залежи нефти и газа сводовые массивные, сводовые пластовые, дизъюнктивно и литологически ограниченные Эксплуатируются

в пределах бассейна только два месторождения нефти, которые дают менее 1 млн т нефти в год.

ГЕДЕНБЕРГИТ — см. пироксены. ГЕКСАМЕТИЛЕН — см. цикланы ГЕКСАНЫ — алканы C6Hi4 гомологического ряда метана. Существуют 5 изомеров Г. Их физические свойства и среднее содержание в нефтях показано в табл. Г.2. В бензиновых фракциях нефти Г. составляют в среднем около 10%. С глубиной и возрастом вмещающих отложений доля Г. в нефти и среди УВ растет. Одновременно меняются отношения между изомерами Г.: повышаются отношения н-Г. к остальным изомерам, ме- тилпентанов к диметилбутанам. Подобные же закономерности свойственны Г, входящим в состав низкоки- пящих углеводородов ОВ пород. Отношение н-Г. к изогсксанам является элементом коэффициента метаморфизма нефти.

ГЕЛИЙ (Не)—химический элемент VIII группы периодической системы Менделеева, в нормальных условиях одноатомный химически инертный газ без цвета и запаха. Среднее содержание Г. в земной коре (по А Е Ферсману) МО-6 вес. %, в атмосфере —

5,2-10-4 об. %• В природных газах содержание гелия достигает 18 об % (в свободных не превышает 10, а в попутных — 0,5 %). Природные газы с повышенным содержанием Г. являются ценным гелиевым сырьем. Извлечение Г. из свободных газов считается рентабельным при его содержании более 0,04 % (во Франции) или 0,30 % (в США и Канаде).

Стабильные изотопы гелия 3Не и 4Не в генетическом отношении представлены главным образом радиогенными и в меньшей степени первичными изотопами Радиогенные изотопы образуются при а-распаде естественных радиоактивных элементов, в основном 238U, 235U и 235Th, и характеризуются абсолютным преобладанием 4Не (3Не/4Не = 10~10 4-10“9 в урановых минералах). Первичный гелий имеет 3Не/4Не порядка 10”4. Г. атмосферы — смесь изотопов радиогенного, первичного и космогенного происхождения относительно постоянного состава (3Не/4Не = 1,4-10“6) Г. земной коры характеризуется наименьшими значениями 3Не/4Не, колеблющимися от 10-9 до 10“в. В эруптивных источниках 3Не/4Не = 10—\ ГЕЛ ИТОЛ ИТЫ — класс гумусовых углей, слагающихся не менее чем на 50 % микрокомпонентами группы витринита (см. классификация углей и микро компоненты углей).

ГЕЛ ИТЫ — осадочные горные породы, исходный материал которых отложился в виде коллоидов. Могут быть кремнистые, глиноземистые и пр.

ГЕЛИФИКАЦИЯ— процесс остуд- невания лигнино-целлюлозных тканей растений в условиях торфяных болот, приводящий в пределе к их превращению в бесструктурное коллоидное вещество — гель. При гелификации образуются микрокомпоненты группы витринита.

ГЕЛЬ — коллоидная дисперсная система, обладающая, в противоположность золям, пространственной структурой, которая сообщает Г. некоторые свойства твердых тел (пластичность, эластичность) Г. образуются при коагуляции золей и могут иметь порош- коватую или студневидную структуру. Примеры Г. и золей* нефтяные остатки, мальты, асфальта, сапропели и т. д Г. образуются в процессе остудневания лигнино-целлюлозных

тканей растений в условиях торфяных болот (см. гелификация).

ГЕМАТИТ — минерал, ЕегО3. Тв. 5— 6. Пл. 5, 3 Образуется в породах разного генезиса, наиболее крупные скопления характерны для метаморфических пород (железистых кварцитов) В осадочных породах вместе с гидро- окислами железа широко распространен в красноцветных толщах. Здесь же широко распространен гидрогематит — тонкокристаллическая разновидность Г, содержащая до 8 % Н2О

ГЕМ ЕРА — интервал геологического времени, соответствующий максимальному развитию какого-либо вида древних животных или растений. Геохронологический эквивалент акме-зоны. ГЕМИМЕЛЛИТОЛ — см. арены.

ГЕМИШЕЛЬФ — шельф на окраинах гсоантиклинальных поднятий в современных геосинклиналях, в островах окраинных дуг, вулканических и коралловых островах морей и океанов Характеризуется незначительной шириной, прерывистостью распространения, приуроченностью к различным типам земной коры, высокой интенсивностью тектонического режима, развитием структурно-формационных комплексов геосинклинального типа, вулканическими изометричными формами и линейно вытянутыми формами, связанными с антиклиналями, синклиналями, горстами, грабенами.

ГЕНЕРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА —образование жидких и газообразных продуктов (в том числе УВ) в процессе катагенеза ОВ Масштабы генерации определяются концентрацией ОВ в породе, его генетическим типом, степенью диагенетической и катагенетической преобразованности. Процессам нефтегазообразования свойственна определенная стадийность. Нефтегенерирующий потенциал ОВ обусловлен содержанием в нем полимерлипидных компонентов Максимальная реализация нефтегенерирующего потенциала органическим веществом происходит на этапе ГФН. Процесс газогенерации протекает на всех этапах преобразования ОВ в литогенезе Динамика генерации разных газов органическим веществом находится в зависимости от типов ОВ и уровня его катагенетической преобразованности В генерации углеводород

ТАБЛИЦА Г.3

Общая потеря массы ОВ и количество метана, генерированного ОВ гумусовых углей от начала катагенеза до градации АК4

Градации катагенеза

Общая потеря массы, вес. %

СН4, вес. % (на О В в начале катагенеза)

СН4, вес. % (на ОВ данной градации)

ПКз

11,78

0,43

0,49

MKi

13,87

0,83

0,96

MKi

20,54

1,76

2,22

MKi

24,54

1,90

2,53

МКз

28,06

2,28

3,17

МК«

32,59

3,68

5,45

МКз

34,61

4,35

6,66

АК,

36,05

5,15

8,03

АКг

38,18

6,95

11,26

АКэ

40,96

8,88

15,01

ак4

42,87

11,09

19,41

них газов при катагенезе ОВ достаточно отчетливо выделяются четыре этапа повышений интенсивности: первый — на градациях катагенеза конец ПКз — начало MKi, предшествующий началу ГФН, второй — сопровождающий ГФН (градации катагенеза MKi— МК2), третий — в конце мезокатагенеза — начале апокатагенеза (MKt — AKi)> выделенный как ГФ Г, и четвертый — в зоне глубокого апокатагенеза.

Оценить потенциал газогенерации при катагенезе ОВ можно только путем теоретических балансовых расчетов для условной автономной системы с последующим переносом результатов на природные объекты. Проведенные по методике В. А. Успенского расчеты показали, что ОВ гумусовых углей на пути перехода от торфа до графита теряет 62,8 % своей массы, из которой уходит в виде двуокиси углерода 31,2, метана —15,8 и воды — 9,2 вес. %. Табл. Г.З дает представление об общей потере массы ОВ и количестве метана, генерированного ОВ гумусовых углей от начала катагенеза до градации АК4. Эти данные могут быть практически использованы при оценке газоносности угольных бассейнов. Гомологи метана в газах углей, как и жидкие УВ, присутствуют в незначительных количествах по сравнению с метаном, и в силу этого масштабы их генерации не учтены балансовыми уравнениями.

С несколько большей долей условности оценены масштабы генерации углеводородных газов при катагенезе рассеянных форм ОВ. В табл. Г.4 приведено количество углеводородного газа, генерированного различными типами РОВ в процессе катагенеза. Эти данные практически могут быть использованы при оценке перспектив нефтегазоносности осадочнопородных бассейнов и в объемно-генетическом методе прогноза нефтегазоносности.

Нефтегенерационный потенциал РОВ оценивается по методу С. Г. Не- ручева с учетом эмиграционных потерь. В начале рассчитывается коэффициент эмиграции Кэм на основании данных об изменениях в составе исходного и остаточного битумоидов:

у ^6»исх ^б.остЭМ Об. эм — Об. ОСТ *

где Сб исх, Об. ост. Сб. эм — содержание углерода в исходном, остаточном и эмигрировавшем битумоиде соответственно.

С учетом определяемых Кэм и количества остаточного битумоида Рост в породе могут быть реконструированы исходное генерированное количество битумоида рисх = Рост/(1 —Кэм) и количество эмигрировавшего Рэм = = Рисх — Рост. Расчетные величины рнсх(рэм) характеризуют потенциал нефтегенерации в % от массы РОВ

Градации "катагенезаВес. % от массы РОВ данной стадииГумусово-сапропелевое РОВСапропелевое РОВ концентрацийнизкихкларковыхвысоких (баженовская свита)пк2Нет данных1,91,0Нет данныхПКзТо же3,31,35,1МК,1,55,31,89,9мк2Нет данных7,32,6Нет данныхмк|1,88,03,822,8МКз2,08,356,523,0*мк47,89,511,4Нет данныхмк510,011,016,3То жеАК1Нет данных15,524,6»ак2То же19,029,5»АКз»19,430,5»Градации "катагенезаВес. % от массы РОВ данной стадииГумусово-сапропелевое РОВСапропелевое РОВ концентрацийнизкихкларковыхвысоких (баженовская свита)пк2Нет данных1,91,0Нет данныхПКзТо же3,31,35,1МК,1,55,31,89,9мк2Нет данных7,32,6Нет данныхмк|1,88,03,822,8МКз2,08,356,523,0*мк47,89,511,4Нет данныхмк510,011,016,3То жеАК1Нет данных15,524,6»ак2То же19,029,5»АКз»19,430,5»ТАБЛИЦА ГЛТАБЛИЦА ГЛКоличество углеводородного газа, генерированного РОВ в процессе его катагенезаКоличество углеводородного газа, генерированного РОВ в процессе его катагенеза* Данные характеризуют начало стадии.* Данные характеризуют начало стадии.данной стадии катагенеза. Эти данные могут использоваться в объемно-генетическом методе оценки прогнозных ресурсов нефти.

Градации "катагенеза

Вес. % от массы РОВ данной стадии

Гумусово-сапропелевое РОВ

Сапропелевое РОВ концентраций

низких

кларковых

высоких (баженовская свита)

пк2

Нет данных

1,9

1,0

Нет данных

ПКз

То же

3,3

1,3

5,1

МК,

1,5

5,3

1,8

9,9

мк2

Нет данных

7,3

2,6

Нет данных

мк|

1,8

8,0

3,8

22,8

МКз

2,0

8,35

6,5

23,0*

мк4

7,8

9,5

11,4

Нет данных

мк5

10,0

11,0

16,3

То же

АК1

Нет данных

15,5

24,6

»

ак2

То же

19,0

29,5

»

АКз

»

19,4

30,5

»

Градации "катагенеза

Вес. % от массы РОВ данной стадии

Гумусово-сапропелевое РОВ

Сапропелевое РОВ концентраций

низких

кларковых

высоких (баженовская свита)

пк2

Нет данных

1,9

1,0

Нет данных

ПКз

То же

3,3

1,3

5,1

МК,

1,5

5,3

1,8

9,9

мк2

Нет данных

7,3

2,6

Нет данных

мк|

1,8

8,0

3,8

22,8

МКз

2,0

8,35

6,5

23,0*

мк4

7,8

9,5

11,4

Нет данных

мк5

10,0

11,0

16,3

То же

АК1

Нет данных

15,5

24,6

»

ак2

То же

19,0

29,5

»

АКз

»

19,4

30,5

»

ТАБЛИЦА ГЛ

ТАБЛИЦА ГЛ

Количество углеводородного газа, генерированного РОВ в процессе его катагенеза

Количество углеводородного газа, генерированного РОВ в процессе его катагенеза

* Данные характеризуют начало стадии.

* Данные характеризуют начало стадии.

Для подсчета общего количества жидких УВ, генерированных РОВ за весь период катагенеза, данные, получаемые для каждой стадии катагенеза, необходимо пересчитать на исходную к началу катагенеза массу РОВ. ГЕОАНТИКЛИНАЛЬ—поднятие, возникающее внутри геосинклинальной системы. Выделяются Г. необращенные, формирующиеся изначально как поднятия, и Г. обращенные, образованные в результате частной инверсии геосинклинали. Г., как правило, содержат в ядрах раннегео- синклинальные формации кремнистовулканогенной и аспидной групп. Внутри геосинклинальной системы Г. разделяют геосинклинальные прогибы. Г., расположенные во внутренней части геосинклинальной системы, называют внутренними; расположенные в тыловой части внутренних зон геосинклинали, на границе с платформой, пе- рикратонным прогибом или более древней складчатой системой, называют краевыми (периферическими).

От срединных массивов, существующих как положительные структуры с начала зарождения геосинклинальной системы, Г. отличаются в основном тем, что являются структурами более удлиненными и сложенными раннегео- синклинальными формациями, как правило, более значительной мощности. ГЕОБЛОКИ — глыбовые элементы тектоносферы, характеризующие специфическую ее делимость на крупные (площадью 1—5 млн. км2) структуры. По глубине распространения Г. сопоставляются с коро-мантийными блоками, а по площади охватывают территорию двух-трех складчатых систем или платформу. Обычно отделены друг от друга глубинными разломами. ГЕОИД — фигура, которая образуется в океанах средним уровнем воды (при отсутствии волн, приливов, отливов и течений), а на материках — уровнем воды в воображаемых каналах, соединяющих океаны. Г, являющийся уровенной поверхностью потенциала силы тяжести, принимается за фигуру Земли. Фигура Г. зависит от внутреннего строения Земли и имеет сложный вид, который достаточно точно может быть цредставлен эл-

липсоидом вращения (эллипсоид Земли). Размеры и форма эллипсоида Земли определяются обычно большой полуосью а и сжатием а = (а — -&)/(а&), где b— малая полуось.

В геодезии и картографии все измерения, проведенные на земной поверхности, относятся к эллипсоиду Земли. В СССР в качестве эллипсоида Земли принят эллипсоид Красовского, у которого а = 6378,245 км, а = = 1/298,3.

ГЕОРГИЕВСКАЯ СВИТА — распространена в центральных и юж. районах Зап. Сибири. Сложена аргиллитоподобными глинами, темно-серыми до черных, с зернами глауконита. Мощн. до 20 м, обычно 5—10 м. Охарактеризована аммонитами, двустворками, фораминиферами, радиоляриями Возраст кимеридж. Имеет большое значение для изоляции залежей васюган- ской и баженовской свит.

ГЕОСИНКЛИНАЛЬ — крупные участки земной коры, характеризуются высокой скоростью, контрастностью и дифференцированностью тектонических движений и, как следствие этих движений, огромной мощностью пород (обычно до 10—20 км), пестротой фаций и формаций, нередко мощным и разнообразным по составу магматизмом, метаморфизмом, а в конце развития — интенсивной складчатостью Типичной чертой Г. является стадийность ее развития. На ранней стадии развития Г. формируются обширные глубоководные морские бассейны (прогибы, впадины, котловины) с отдельными поднятиями (срединными массивами) и подводные вулкано-тектонические поднятия. На средней (зрелой) стадии развития в связи со становлением геоантиклиналей Г. расчленяется на систему чередующихся линейных (и брахиформ- ных) прогибов и поднятий. На поздней стадии развития Г. испытывает общее поднятие, замыкание, а ее породы деформируются в интенсивные складки. В следующем орогенном этапе складчатые структуры Г. преобразуются в горноскладчатое сооружение.

Выделяется три типа развития Г.1) полное, когда Г. в своем развитии проходит все три стадии и складчатость; 2) неполное завершенное, когда Г. проходит одну или две стадии раз

вития, за которыми сразу же следует складчатость; 3) незавершенное, когда Г. проходит не менее двух стадий развития и ее отложения не испытывают складчатости, а постепенно перекрываются раннегеосинклинальными формациями следующего геотектонического цикла. В процессе развития от ранней до поздней стадии в большинстве Г. происходит сокращение площади морских бассейнов, уменьшение доли морских осадков в разрезе, увеличение степени компенсирования прогибания бассейнов осадконакоплением, увеличение в разрезе доли грубообломочных терригенных осадков, уменьшение роли основного и увеличение кислого магматизма, увеличение мощности континентальной земной коры, повышение ее температуры. Скорость осадконакопления в Г. превышает 50 м/млн. лет. Лишь в некомпенсированных глубоководных прогибах ранней и отчасти средней стадий развития Г. и в пределах геоантиклиналей скорость осадконакопления может быть меньшей На всех стадиях развития Г. огромное влияние на различные геологические процессы оказывают разломы на ранней стадии сбросы, на средней и поздней стадиях сбросы и надвиги. Интенсивным движениям по разломам Г. обязаны высокой сейсмичности

Г. принадлежат к числу важнейших структур земной коры С их развитием связано формирование консолидированной верхней оболочки земной коры, образующей материк. Все складчатые и платформенные области материков в различный период времени прошли* геосинклинальный этап развития Некоторые Г. в настоящее время не закончили еще своего развития (современные геосинклинали* Курильская, Алеутская, Японская и др). Многие др преобразовались в горноскладчатые сооружения и развиваются на орогенном этапе (Кавказская, Карпатская, Корякско-Камчатская и др). Существуют и такие Г., которые в различное время превратились в платформы древние или молодые (Русская, Западно-Европейская и др.). В Г. формируются промышленные скопления большинства рудных и многих нерудных полезных ископаемых. В них создаются также очень благоприятные условия для об-

разования крупных месторождений нефти и газа: морские осадки большой мощности, обилие ОВ в породах, достаточные для преобразования ОВ термобарические условия и т. д. Однако на ранней и средней стадиях развития в Г. отсутствуют еще структурные условия, необходимые для концентрации значительного количества нефти и газа. В позднегеосип- клинальную стадию развития, в период общего поднятия и складчатости формируются благоприятные структуры—краевые прогибы и внутренние впадины, а также мелкая складчатость, с которой связано образование структурных ловушек нефти и газа. В то же время вследствие проявления сильной складчатости Г. полностью или частично теряют способность к накоплению и сохранению промышленных залежей нефти и газа. Лишь в зонах умеренной складчатости при прочих благоприятных условиях могут формироваться крупные месторождения нефти и газа (Юго- Вост. Азия, Калифорния, Юж. Америка и др.). В современных геосинклиналях крупные месторождения обычно встречаются в складчатых зонах предшествующего геотектонического цикла (Юго-Вост. Азия).

ГЕОСИНКЛИНАЛЬ СОВРЕМЕННАЯ — ныне существующие области земной коры, по скорости и контрастности тектонических движений, вулканической, сейсмической, тепловой активности сходные с геосинклиналями прошлого. Выделяется несколько типов Г. с.: 1) наиболее распространенный тип Г. с. состоит из островных дуг, глубоководного желоба и впадины окраинного моря. Перепад высот Г. с. этого типа между подошвой чехла желоба и гребнем поднятия островной дуги равен 10—13 км, а между подошвой чехла впадины и поднятием островной дуги 5—8 км Наибольшая скорость осадконакопления отмечается во впадинах (100— 250 м/млн. лет и выше). В пределах островных дуг активно проявляется современный вулканизм преимущественно андезит-базальтового и андезитового состава. Во впадинах установлены ’ вулканогенные толщи, главным образом основного состава. Крупные структурные элементы Г. с разделены разломами Наиболее активны глубин

ные надвиги, разделяющие Островные дуги и глубоководные желоба, вдоль которых сосредоточено большинство гипоцентров землетрясений. Наиболее глубокофокусные землетрясения проявляются на глубинах до 700 км В глубоководных желобах накапливаются ритмично-слоистые серии осадков, похожие на флиш, мощи до 1,0— 2,5 км. Во впадинах окраинных морей накапливаются терригенные, вулканогенные образования, кремнистые (в высоких широтах) и карбонатные осадки (в низких широтах) мощностью в несколько км. Этот тип Г. с широко распространен в Тихоокеанском бассейне, на западе и юге Атлантического океана; 2) второй тип Г. с. выражен глубоководным желобом, примыкающим непосредственно к континенту. Вместо островной дуги на краю континента развивается очень активное горноскладчатое поднятие. Перепад высот между его вершиной и подошвой чехла желоба достигает 12—15 км. В пределах поднятия отмечается интенсивный четвертичный вулканизм и высокая сейсмичность. Поднятие и желоб разделены глубинным сейсмоактивным надвигом. Типичный пример таких Г. с.: области .сочленения зап. части Юж. Америки и бассейна Тихого океана; 3) третий тип Г. с. представлен сочетанием морских впадин и окаймляющих их горноскладчатых сооружений. Во впадинах отмечается интенсивное погружение и осадконакопление, в континентальных поднятиях (в том числе островах, полуостровах)—нередко современный и четвертичный вулка" низм, сейсмичность, высокий тепловой режим Пример этого типа Г. с : бассейн Средиземного моря

ГЕОСИ НКЛ И НАЛ ЬУ НАСЛ ЕДО-

ВАННАЯ — геосинклиналь, ранние периоды существования которой связаны с развитием предшествующего геотектонического цикла. Время развития Г. у. превышает продолжительность формирования одного геотектонического цикла. Пример: геосинклиналь Большого Кавказа ГЕОТЕКТОХРОНОБАТА — см. гео- хронотерма

ГЕОТЕКТУРЫ — крупнейшие фор' мы рельефа Земли, обусловленные различиями в строении земной коры и возникшие в результате проявления

глобальных тектонических процессов Соответственно в качестве Г. выделяются материки, океаны, зоны их сочленения (переходные зоны) и срединно-океанические хребты. Г. осложняются более мелкими формами рельефа — морфострукту рами.

ГЕОФИЗИКА ПОЛЕВАЯ — см. методы. разведки геофизические.

ГЕОФИЗИКА ПРОМЫСЛОВАЯ — совокупность геофизических методов исследования и некоторых операций в скважинах, бурящихся с целью поиска и разведки месторождений нефти и газа. Г. п. включает в себя: 1) различные методы каротажа] 2) методы контроля технического состояния скважины; 3) методы геофизические контроля разработки месторождений нефти и газа. К Г. п. также относятся и некоторые операции в скважинах: перфорация, торпедирование, некоторые методы отбора образцов, методы опробования пластов, измерения дифференциальным манометром, регистрация параметров бурения и т. п. Исследования методами Г. п. являются неотъемлемой частью процесса проходки скважины.

ГЕОХРОН (мегахрон) — геохронологический эквивалент мегацикла тектогенеза.

ГЕОХРОНОЛОГИЯ — последовательность геологических событий во времени, в первую очередь последовательность формирования горных пород, слагающих земную кору, последовательность тектонических процессов, трансгрессий и регрессий и т. п По методам, с помощью которых устанавливается последовательность, одновременность-разновременность и продолжительность геологических событий, Г. подразделяется на относительную и абсолютную (геохронометрию). Относительная Г. основана на «принципе последовательности напластования» (принцип Стено) и в качестве основного использует метод био- стратиграфических построений. -Абсолютная Г. дает возраст и длительность подразделений геохронологической шкалы в промежутках времени, равных по своей продолжительности современному астрономическому году. Она основана главным образом на изучении продуктов самопроизвольного распада неустойчивых изотопов ряда элементов, которые (продукты)

накапливаются в кристаллических решетках минералов. Меньшее значение имеют данные по скорости накопления некоторых типов пород (например, эвапоритов, ленточных глин и пр.) или по особенностям строения некоторых ископаемых организмов (например, годовые и суточные кольца роста кораллов и т. д.).

ГЕОХРОНОМЕТРИЯ (измерение абсолютного возраста) — измерение геологического времени в астрономических единицах, обычно в промежутках времени, равных современному астрономическому году. Основные методы в Г. базируются на определении продуктов радиоактивного распада в минералах (радиологическая хронометрия). Поскольку скорость радио активного распада элементов не зависит от внешнего воздействия, а продукты распада в основном «запечатываются» в кристаллических решетках минералов, постольку существует возможность устанавливать время образования минералов (зная для того или иного элемента период полураспада). Наиболее распространены следующие методы радиологической хронометрии.

Уран-торий-свинцовый, использующий реакции распада

ми —^ 2oepb + 84He;

235U >207РЬ + 74Не;

232Th —► 208РЬ + 64Не.

Рубидий-стронциевый, основанный на превращении

87Rb —> 87Sr + е.

Калий-аргоновый, в основе которого лежит превращение радиоактивного изотопа 40К. 89 % атомов 40К испускают (3-частицу (электрон) и превращаются в 40Са, а 11 % захватывают электрон, превращаясь в 40Аг.

Радиоуглеродный, основанный на реакции I4N с нейтроном в верхних слоях атмосферы под воздействием космических лучей и провращением его в ИС с периодом полураспада в 5750 лет.

Несмотря на целый ряд осложняющих факторов (таких, как допущение о том, что все устойчивые изотопы Pb, Sr, Ar, N образуются в минералах только за счет радиоактивного

распада, что потери дочерних изотопов весьма незначительны и т. п), данные радиологической хронометрии позволили составить детально хорошо согласуемые геохронологические шкалы. Ограниченное применение имеет метод установления продолжительности накопления (в годах) некоторых соленосных толщ и ленточных глин, основанный на подсчете сезонных слойков и др.

ГЕОХРОНОТЕРМА — обобщенная характеристика геологических условий, определяющих уровень термической превращенности нефти Численно Г. представляет собой произведение возраста вмещающих отложений (млн. лет) и температуры пласта (°C), деленное на 100. Существует связь между Г. и некоторыми параметрами состава нефтей, в частности содержанием в них цикланов. По мере роста значения Г. доля цикланов в углеводородном составе нефтей снижается. При значениях Г. выше 60 отношение цикланов к алканам в бензиновой фракции не превышает обычно единицы. С увеличением Г. растут также отношения «-алканов к изоалканам; аренов Се—С8 к насыщенным углеводородам С6—С&. Недостаток Г. заключается в том, что как современная пластовая температура, так и возраст вмещающих отложений не дают полного представления об истинной геотермической истории нефти.

При отсутствии данных о пластовых температурах в качестве подобной условной характеристики находит применение геотектохронобата, численно выражаемая произведением глубины залегания (км), возраста вмещающих пород (млн лет) и коэффициента, условно характеризующего степень дислоцированности района, деленным па 10 Коэффициент дислоцированности принимается равным: для платформ 1, для областей переходного характера 5, для складчатых областей со складчатостью прерывистого типа 10, для областей полной складчатости 20

ГЕПТАНЫ — алканы С7Н1б гомологического ряда метана. Существуют 9 изомеров Г. Все они обнаружены в нефтях. По температурам кипения (80,9—100,2 °C) Г соответствуют компонентам бензиновой фракции неф*

тей Ср содержание Г. в нефтях 2 %, в бензинах 10 %. Среди изомеров в наибольших концентрациях присутствуют «-Г. (45 % на сумму изомеров), 2- и 3-метилгексаны (соответственно 15 и 22 %). Как и для гексанов, содержание Г. и соотношения между изомерами довольно хорошо коррелируются с глубиной залегания нефтей и возрастом вмещающих отложений.

ГЕТИТ — минерал, FeOOH. Образуется при выветривании железосодержащих минералов, широко распространен в зонах окисления сульфидных месторождений.

ГИАЛО НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено на территории Ливии, в 390 км к юго-востоку от г. Бенгази. Открыто в 1961 г. Приурочено к брахиантиклинали, тяготеющей к южному окончанию валообраз- ного поднятия Амал НГО Сирт. Разрез, характерный для НГО; установленная промышленная нефтеносность связана с карбонатными коллекторами палеоцена, в которых заключена массивная залежь на глубинах 671— 1921 м Пл нефти 0,847, содержание серы 0,52 %, газовый фактор 5,3 м3/т Нач. извл запасы оцениваются в 560 млн т, а доказанные запасы 269,3 млн. т. Макс, годовая добыча 17,6 млн. т (1971 г.).

ГИББСИТ — см боксит.

ГИГРОСКОПИЧНОСТЬ — свойство твердых веществ, в частности горных пород, сорбировать пары воды из воздуха Величина Г. зависит от дисперсности горной породы, ее минерального состава, влажности воздуха, температуры и давления Различают Г неполную и максимальную. Неполная Г. соответствует данной относительной влажности воздуха. Максимальной Г. называется максимальное количество водяного пара, которое может поглотить из насыщенного паром воздуха данная порода, находящаяся в абсолютно сухом состоянии. Она приближенно характеризует максимальное количество прочно связанной воды, которое может содержать порода в данных термобарических условиях. Г. максимальная — величина постоянная для каждой породы. Г. наиболее высока у веществ: а) обладающих хорошей растворимостью в воде (СаС12, NaOH и др), б) способ-

пых образовывать кристаллогидраты (CuSO4 и др.), в) способных вступи lb с водой в химические соединении [например, СаО+Н2О^Са(ОН)2]

IИДРИНДАН — см. цикланы.

I ИДРИРОВАНИЕ (гидрогенизация)— химический процесс присоединения водорода к органическим соединениям. Г. может происходить по месту ненасыщенных связей (см. органические соединения), по месту нахождения гетероатомов — кислорода, серы и азота, либо по месту углеродуглеродных связей (дециклизация). Г. — обратимый процесс. Обратная Реакция называется дегидрированием \ протекает с выделением тепла, поэтому с повышением температуры вероятность процесса уменьшается. Среди УВ легче всего подвергаются Г. алкены. Весьма трудно протекает Г по месту углерод-углеродных связей (дециклизация цикланов). В некоторых гипотезах нефтеобразования Г. свободным водородом рассматривалось как один из основных химических процессов преобразования слабо- восстановленного ископаемого ОВ в нефть. Однако по современным представлениям такое Г. в природных условиях не может иметь широкого распространения Более вероятным является Г за счет внутреннего перераспределения водорода (см диспропорционирование), при котором Г. одной части вещества происходит одновременно с дегидрированием другой его части.

Г. широко применяется в нефтепереработке и нефтехимии для получения и очистки (гидроочистка) высококачественных карбюраторных и дизельных топлив, смазочных масел, спиртов и т. д. Кроме того, процессы Г. используются для получения жидкого топлива из альтернативных видов сырья — углей, сланцев, некоторых бытовых и технических отходов и т. д Промышленное Г. производится в присутствии специальных катализаторов при 100—400 °C.

ГИДРОБИОТИТ — см. гидрослюды. ГИДРОИЗОПЬЕЗЫ — проекции линий равных напоров подземных вод на горизонтальную плоскость Позволяют судить о направлении потоков подземных вод (в сторону > падения напоров), а в сочетании с рельефом подошвы покрышки и плотностями

воды и нефти (газа)—о возможности и месте существования гидродинамической ловушки нефти и газа. ГИДРОКСИЛ (гидроксильная группа) — одновалентная группа —ОН, характерная для некоторых классов неорганических и органических соединений. К гидроксилсодержащим органическим соединениям относятся спирты, фенолы, углеводы, оксикислоты и т. д. Кроме того, Г. входит в состав некоторых сложных радикалов, например карбоксила, участвует в образовании простых и сложных эфиров.

ГИДРОЛИЗ — химическая реакция разложения веществ под действием воды. Чаще всего термин Г. применяется к кислотно-основным реакциям типа

А1С13 + ЗН2О = А1(ОН)3 + 3HCL

К числу соединений, способных подвергаться Г., принадлежат силикаты и алюмосиликаты, некоторые соли, образующие в результате охры, бурые железняки, гидроокислы алюминия и др Важными в биохимическом и геохимическом отношениях реакциями являются Г. жиров с образованием свободных липидов и Г. высокомолекулярных углеводов (целлюлозы) и их производных (хитина) с образованием водорастворимых простых сахаров Г. жиров и восков в щелочной среде называется омылением

ГИДРОМУСКОВИТ — см гидрослюды

ГИДРООКИСЛЫ ЖЕЛЕЗА — минералы, водные окисли железа В зависимости от количества воды в составе Г ж. их цвет меняется от красного до желтого, тв — от 5,5 до 4, пл. — от 5,5 до 2,7 и т. д Г. ж образуются преимущественно в корах выветривания, в осадочных породах — аллотигенные, реже аутигенные Г ж. широко распространены в красноцветных осадочных толщах, где являются эффективными подземными окислителями УВ Сплошные, натечные массы Г. ж называют лимонитом Лимонит — основной компонент озерных и болотных железных руд ГИДРОПРОСЛУШИВАНИЕ — метод изучения латеральной пьезопроводности и проницаемости коллектора или сообщаемости проницаемых

горизонтов между собой в вертикальном разрезе. Г. основано на создании возмущения давления (снижения или повышения) в одной скважине и регистрации результатов такого возмущения в другой (других) наблюдательной скважине. По расстоянию и времени распространения возмущения судят о проводящих свойствах пласта. ГИДРОРАЗРЫВ — см. разрыв пласта гидравлический.

ГИДРОСЛЮДИЗАЦИЯ МОНТМОРИЛЛОНИТОВ— процесс замещения монтмориллонитов гидрослюдами в осадочных породах при увеличении глубин их погружения. Г. м. осуществляется путем постепенной замены в межслоевых промежутках трехслойных глинистых минералов молекул воды, а также ионов Na+, Са+ и Н+ на ионы К+. Промежуточными продуктами Г. м. являются сметанослойные монтмориллонит-гидрослюдистые минералы, в которых последовательно уменьшается доля набухающих па- кетоз. Факторами Г. м. служат рост температуры, время, возможность оттока вод и повышенное содержание калия в породах. Выделяют основную стадию Г. м., продолжающуюся до сохранения в смешанослойных минералах около 15—20 % набухающих пакетов. В обломочных породах Г. м. протекает при меньших температурах, чем в глинистых. В карбонатных породах (мергелях, глинистых известняках) Г. м. нередко замедляется. В глинистых породах из разных осадочных толщ в зависимости от геотермического градиента, возраста отложений, особенностей строения разрезов и состава пород глубина максимального погружения, при которой завершается основная стадия Г. м., колеблется от нескольких сотен метров до 5—6 км и более. Самые большие глубины типичны для подсолевых отложений, в которых затруднен отток вод, а также для бассейнов с очень мощными кайнозойскими толщами, где минимально время реакции. Поскольку глинистые и глини- сто-карбонатные покрышки, содержащие монтмориллонит или смешано- слойные минералы с большой долей набухающих пакетов, обладают гораздо лучшими экранирующими свойствами, чем любые ненабухающие породы, постольку Г. м. значительно

ухудшает экранирующие свойства но крышек. Многие исследователи < основной стадией Г. м. связывают пап большую эмиграцию УВ из нефтематеринских пород, обусловленную разрывом связей между УВ и набухающими глинистыми минералами. Существует также представление о том, что воды, выделяющиеся при Г. м, обладают аномально высокой плотностью и низкой минерализацией, это и приводит к гидрохимической инверсии и возникновению АВПД.

ГИДРОСЛЮДЫ (иллиты)—глинистые минералы переменного состава с трехэтажной структурой. Чистые разновидности — гидробиотит (К, НгО) • •(Mg, Fe2+, Мп)3[А151зОю1(ОН)2 и гидромусковит (К, H20)A12[AlSi3Oio]- • (ОН)2 — образуются только при изменениях биотита и мусковита в корах выветривания, а также в осадочных породах при эпигенезе. Подавляющая же масса Г. в осадочных породах сильно изменчива по составу что зависит от состава пород, в которых они развиваются. Обязательной чертой состава Г. является наличие калия в межпакетных промежутках который связывает пакеты (этажи) гораздо сильнее, чем Na и Са. Поэтому сорбционная способность Г. не сравненно меньше, чем у монтморил лонитов, обладающих сходными с Г структурой и составом элементов е октаэдрических позициях. В осадочных породах аллотигенных Г. сравнительно немного, причем их количество увеличивается с ростом возраста толщ. Основная же часть Г. в глинистых породах, а также в цементах песчаных пород имеет эпигенетическое происхождение и связана с гидрослю- дизацией монтмориллонитов и в меньшей степени каолинита В итоге в зоне очень сильного уплотнения преобладают глинистые породы гидро- слюдисто-хлоритового или гидрослю- дистого состава. При дальнейших изменениях на заключительных этапах эпигенеза и при метаморфизме Г. преобразуются в серицит и затем в слюды

ГИДРОСФЕРА — прерывистая водная оболочка Земли, располагающаяся между атмосферой и земной корой и представляющая собой совокупность океанов, морей, континентальных водных бассейнов и ледяных по-

I ровов. Г. покрывает 70,8 % земной поверхности, ее масса составляет IJ0-1018 т, из которых 98,30 % со- iредоточено в океанах и морях, 1,25 %—в материковых льдах приполярных областей и лишь 0,45 % в озерах, реках и болотах. Некоторыми исследователями совокупность ледяных покровов на земном шаре выделяется в качестве самостоятельной сферы — криосферы. Кроме того, ино- |да в состав Г. включаются и под- юмные воды. Химический состав Г. приравнивается к среднему составу морской воды.

ГИДРОТЕРМА — см. вода термальная.

ГИДРОФИЛЬНОСТЬ (ГИДРОФОБНОСТЬ) — см. угол смачивания.

ГИЕРОГЛИФЫ (иероглифы)—неровности различного рода и происхождения на поверхностях пластов осадочных пород (чаще на нижних). Различают биоглифы — знаки, обязанные жизнедеятельности организмов (главным образом перемещению форм, населяющих ил), и механоглифы — погребенный микрорельеф дна бассейна осадконакопления, образованный главным образом придонными течениями, или его слепки. Изучение ориентировки механоглифов позволяет восстанавливать направление миграции терригенного материала и осуществляется в комплексе исследований при прогнозировании распространения пород-коллекторов.

ГИЛЬСОНИТ — разновидность асфальтита, характеризующаяся по сравнению с другой разновидностью асфальтита (грэемитом) невысокой плотностью (1,05—1,15) и пониженной температурой размягчения (100— 200 °C). Г —твердое, хрупкое, блестящее образование черного цвета, значительно растворимое в бензине и петролейном эфире.

ГИПЕРГЕНЕЗ — поверхностные или близповерхностные изменения горных пород в совокупности с содержащимися в них флюидами, связанные с воздействием атмосферных агентов (кислорода, воды, углекислоты). Нижняя граница зоны Г. в разрезе горных пород может быть (в достаточной мере условно) проведена по исчезновению в инфильтрационных водах свободного кислорода, т. е по прекра-

щению аэробных процессов. Наиболее важные процессы Г., характер которых зависит от климата, рельефа и состава первичных пород: выщелачивание, преобразование одних минералов в др. с выносом вещества, окисление и пр, в результате чего растворяются карбонаты, алюмосиликаты изменяются в глинистые минералы, образуются окислы и гидроокислы и т. д. Процессы Г. с выносом вещества могут приводить в разрезе осадочных пород, в частности, к значительному улучшению их коллекторских свойств. Г. нефтяных залежей (древний и современный) приводит к образованию тяжелых нефтей и ряда природных битумов.

Кроме перечисленных явлений Г., нередко называемых идиогипергене- зом, выделяют иногда также скрытый Г. (криптогипергенез), понимая под этим термином изменения горных пород и нефтей в анаэробной среде под действием инфильтрационных вод, проникающих в глубокие горизонты осадочных бассейнов. Однако за такими преобразованиями правильнее сохранять термин «регрессивный эпигенез», поскольку изменения пород и нефтей под действием как глубинных, так и инфильтрационных вод нередко приводят к одинаковым результатам (выщелачиванию карбонатных минералов, каолинизации песчаников, обогащению нефтей гетероэлементами и т. д.).

ГИПЕРЗОНА —см. зона палеомаг- нитная.

ГИПЕРСТЕН — см. пироксены. ГИПОСТРАТОТИП — разрез из серии типовых разрезов, выделенный для расширения характеристики какого- либо стратона. Г. устанавливается обычно в тех случаях, когда в стратотипе недостаточно четко определены границы стратиграфического подразделения или когда стратотип содержит мало остатков фауны или флоры. Г. может выделяться также при переходе в другую структурно-фациальную зону. Г. является лишь справочным разрезом и потому всегда подчиненным по отношению к стратотипу (голостратотипу).

ГИПС—1. Минерал, CaSO4-2H2O. Тв. 1,5—2,0. Пл. 2,3. Легко дегидратируется (даже при небольшом нагревании и переходит в ангидрит. Ши-

роко распространен в галогенных осадочных толщах. 2. Порода, на 50 % и более сложенная одноименным минералом. Образуется путем выпадения Г. из водных растворов в осоло- ненных бассейнах на ранних стадиях галогенеза либо за счет вторичных процессов — гидратации ангидритов, метасоматоза карбонатных пород под воздействием сульфатных растворов. Легко выщелачиваясь подземными водами, гипсы нередко могут быть кавернозны и закарстованы.

ГИПСЛЕНД НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — расположена на юге Австралии в пределах штата Виктория и большей частью в акватории Бассова пролива и Тасманова моря. Начало освоения относится к 1924 г., когда здесь было открыто первое нефтяное месторождение Лейкс-Энт- ранс. Представляет собой синеклизу в олигоцен-неогеновых породах, подстилаемую грабеном, проявляющимся в эоценовых, палеоценовых и меловых отложениях. С юго-запада к ней примыкает потенциально нефтегазоносный бассейн Басс; с севера она обрамляется выходами пород каледонской складчатости, на востоке граничит с новообразованной внегео- синклинальной глубоководной котловиной Тасманова моря. При длине 450 и ширине 275 км занимает площадь 350 тыс. км2, объем осадков 2200 тыс. км3 (по другим данным соответственно 51,6 тыс. км2 и 204 тыс. км3); общее простирание длинной оси широтное. Каледонское складчатое основание представлено метаморфическими и изверженными породами среднего девона; макс, глубина его залегания до 7 км.

Мезозойские отложения, залегающие на складчатом основании с угловым несогласием и представленные терригенными породами мелового возраста, достигают макс. мощи. 4000 м; отложения кайнозоя (палеоцен — антропоген) — почти 5000 м. В отложениях осадочного чехла перерыв с угловым несогласием наблюдается между эоценом и олигоценом; другие перерывы зафиксированы между отложениями нижнего и верхнего мела, олигоцена и миоцена, плиоцена и антропогена В преимущественно терригенном разрезе мела карбонатные породы (доломиты) появляются только

в верхней части нижнего отдела, в разрезе кайнозоя доля карбонатных пород (известняки, мергели) возрастает примерно до 40 %, преимущественно за счет миоцена.

Наиболее крупные структурные элементы— Центральный прогиб, Северная и Южная «платформы». В общей сложности здесь выявлено 14 нефтяных и 4 газовых месторождения. Из них только одно нефтяное Лейкс-Эн- транс расположено в пределах Сев. «платформы» и связано с выклиниванием песчаников олигоцена на моноклинали. Все остальные сосредоточены в центральном прогибе и приурочены к пологим брахиантиклина- лям или погребенным выступам палеорельефа (Кингфиш, Марлин, Ха- либут). Амплитуды выступов 100— 300 м, площадь 50—110 км2; амплитуды брахиантиклиналей до 180 м. Продуктивность и тех и других связана в основном с эоценом, пластами песчаников свиты Лэтроуб-Валли.

Наиболее крупные месторождения обнаружены в выступах палеорельефа и на брахиантиклиналях в пределах акваториальной части бассейна. Типы залежей: сводовые пластово-массивные и пластовые, иногда литологически экранированные; залежи нефти и газа залегают в основном на глубинах 1000—3110 м. Наиболее крупные из месторождений: Кингфиш, нефтяное, с запасами нефти 151 млн. т, газа 8,4 млрд, м3 (вместе с Хали- бут), Марлин, нефтегазовое, с запасами нефти 27,8 млн. т, газа 100 млрд. м3. И то и другое приурочено к эрозионным выступам эоцена, перекрытым олигоценовыми глинисто-аргиллитовыми образованиями. Начальные извлекаемые прогнозные ресурсы НГП: нефть 530 млн. т, конденсат 45 млн. т, газ 630 млрд, м3; почти все ресурсы расположены в пределах акватории.

ГИТТИЯ — озерно-болотный или лагунный ил в виде текучей (сапропель) или эластичной (сапроколл) массы, которая, высохнув, не размокает. Состоит из остатков микроорганизмов и экскрементов животных с примесью минеральных веществ. По составу различают глинистую, известковистую, диатомовую и детритовую. Г. встречаются в эвтрофных озерах.

ГЛАВНАЯ ЗОНА ГАЗООБРАЗОВАН ИЯ ( ГЗГ) — глубинно-катагенети- ческая зона в разрезе нефтегазоносного бассейна, в которой проявляется главная фаза газообразования. Во всех бассейнах ГЗГ приурочена к градациям катагенеза РОВ от конца МК3(Ж)-начала МК4(К) до АК2(ПА) включительно. В зависимости от строения бассейна, его геотермического режима, типа РОВ и др. факторов ГЗГ фиксируется на последнем этапе погружения осадков на глубинах от 3,5—5 км на молодых и древних платформах до 6—9 км в глубоких впадинах платформ и в альпийских прогибах. С использованием палсотектонических реконструкций пространственное положение ГЗГ может быть установлено исходя из этих данных для любого этапа развития бассейна. ГЗГ пространственно связана с тем объемом осадочных горных пород, в котором на предшествовавшем этапе погружения проявлялась главная фаза нефтеоб- разования и формировались первичные залежи нефти. ГЗГ как в плане, так и в разрезе бассейна характеризуется резким преобладанием газовых и газоконденсатных залежей, причиной чего является расформирование большей части первичных залежей нефти во время проявления ГФГ и заполнение ловушек углеводородными газами — продуктами последнего этапа термической деструкции РОВ пород.

ГЛАВНАЯ ЗОНА НЕФТЕОБРАЗО- ВАНИЯ (ГЗН)—глубинно-катагене- тическая зона в разрезе нефтегазоносного бассейна, в которой проявляется главная фаза нефтеобразования Во всех бассейнах ГЗН приурочена к градациям катагенеза РОВ от конца ПКз(Б3) до конца МКг(Г) или до начала МКз(Ж) включительно. В зависимости от строения бассейна, его геотермического режима, типа РОВ и др. факторов ГЗН фиксируется на последнем этапе погружения осадков на глубинах от 2—3 км в платформенных областях до 3—6 км в глубоких впадинах и альпийских прогибах Используя эти данные, можно по па- лсотектоническим реконструкциям восстановить пространственное положение ГЗН для любого этапа развития бассейна ГЗН как по площади, так

и по разрезу бассейна характеризуется преобладанием нефтяных залежей над газовыми и газоконденсатными ГЛАВНАЯ ФАЗА ГАЗООБРАЗОВАНИЯ (ГФГ) — этап особенно интенсивной генерации углеводородных газов (преимущественно метана) рассеянным органическим веществом осадочных пород, проявляющийся вследствие его термической деструкции в конце мезокатагенеза — начале апока- тагенеза при температуре примерно от 180—200 до 250 °C. ГФГ сопровождается массовой эмиграцией газов из материнских пород в породы-коллекторы. Образование газов, в том числе углеводородных, вследствие преобразования РОВ сопровождает в той или иной степени все этапы литогенеза. Так, много газа (преимущественно СОг, но также и СН4) образуется при интенсивных биохимических процессах окисления ОВ на стадии диагенеза, однако большая его часть рассеивается. Подэтап протокатагенеза характеризуется сравнительно невысокой интенсивностью генерации газа, в составе которого преобладает СОг. Интенсивность образования газа в начале мезокатагенеза (на ГФН) также невелика, причем в составе газа мало метана и преобладают его гомологи, образующиеся одновременно с нефтяными УВ. Переломный момент в генерации газов наступает в конце мезокатагенеза на градациях МК3(Ж)—МК4(К), когда значительно активизируется метано- образование и начинается ГФГ, продолжающаяся затем и в начале апо- катагенеза.

О проявлении ГФГ можно судить по целому ряду геохимических показателей Так, в газовой фазе РОВ первый этап проявления ГФГ фиксируется резкой сменой компонентного состава газа, в котором начинает преобладать метан. Его количество в закрытых порах пород (в расчете на РОВ) возрастает в несколько раз, до максимума. В несколько раз возрастает в РОВ также и отношение газовых компонентов к жидким. Вследствие высокой подвижности УВ-газов, особенно метана, генерация его сопровождается почти полной одновременной эмиграцией из материнских пород в коллектор, что не дает возможности даже приближенно судить об

истинных масштабах его генерации. В нерастворимой части РОВ вследствие его термодеструкции и активной генерации метана ГФГ проявляется быстрым и значительным снижением содержания водорода. Балансовые расчеты по изменению состава нерастворимого ОВ на ГФГ свидетельствуют о преобладании СН4 в летучих продуктах деструкции РОВ и значительном количестве образующегося УВ-газа (преимущественно метана) : до 6,6 для гумусового и 9,5 % для сапропелевого ОВ от исходной массы в начале катагенеза или до 70—80 % от всего количества У В-газа, образовавшегося от начала катагенеза.

Заключительный этап ГФГ фиксируется по экспериментальным данным значительным уменьшением содержания метана в газовой фазе РОВ и снижением до минимума его количества, в расчете на массу РОВ пород. В ряде случаев удается установить, что ГФГ реализуется не постепенно, а с проявлением двух-трех сравнительно кратковременных импульсов образования и эмиграции газа, которые чередуются с этапами сравнительно низкой интенсивности газообразования. Эмпирически установлено, что в пластовых водах коллекторов ГФГ проявляется достижением максимальной концентрации воднорас- творенного метана с приближением упругости его паров к давлению насыщения, т. е к условиям выделения в свободную фазу Миграция и аккумуляция УВ газа, выделяющегося в виде свободной фазы, приводит при проявлении ГФГ к образованию газовых и газоконденсатных залежей.

В зависимости от строения бассейна, его геотермического режима, типа РОВ и др факторов ГФГ на последнем этапе погружения бассейнов фиксируется на глубинах от 3,5— 5 км на платформах до 6—9 км в глубоких впадинах платформ и в альпийских прогибах, но всегда примерно на одних и тех же градациях катагенеза* от конца МК3 — начала МК4 до АК2 В отложениях, погрузившихся на большие глубины, ГФГ проявлялась так же, но на предшествовавших этапах развития бассейна. Используя палеотектонические построения, можно реконструировать ди-

намику проявления ГФГ для каждой толщи на последовательных этапах развития бассейна, определить для них геологическое время начала проявления, максимального развития и завершения ГФГ. Проявление ГФГ во всех случаях происходит в тех же самых объемах материнских пород, но несколько позже проявления ГФН, что принципиально важно учитывать при раздельном прогнозе нефте- и газоносности земель.

Развитие ГФГ после осуществления ГФН и формирования первичных нефтяных залежей приводит к интенсивному образованию значительного количества метана, который аккумулируется в тех же самых ловушках, вытесняет из них нефть и приводит в конечном итоге к расформированию большей части первичных залежей нефти. Эта нефть частично рассеивается, частично выносится из ловушек в латеральном направлении, в зону меньшего погружения, где ГФГ еще не проявилась, или вверх по разрезу осадков, где образует вторичные нефтяные залежи. В результате в преобладающей части ловушек в зоне проявления ГФГ нефть замещается УВ-газом или газоконденсатом, т е. продуктами последнего этапа термической деструкции РОВ пород. Газовые или газоконденсатные залежи, образовавшиеся на месте нефтяных во время проявления ГФГ, обычно характеризуются некоторой остаточной нефтенасыщенностью. Установлено, что как в разрезе, так и по площади бассейнов области проявления ГФГ всегда свойственно значительное преобладание газа и газоконденсата над нефтью

ГЛАВНАЯ ФАЗА НЕФТЕОБРАЗО- ВАНИЯ (ГФН)—этап особенно интенсивной генерации нефтяных углеводородов рассеянным органическим веществом осадочных пород, проявляющийся вследствие его термической деструкции в конце протокатагеие- за — начале мезокатагенеза при температуре примерно от 80—90 до 150—170 °C ГФН сопровождается массовой эмиграцией микронефти из материнских пород в породы-коллекторы. На этапе ГФН широко развитая термодеструкция преимущественно полимерлипидных компонентов РОВ приводит к образованию

значительного количества подвижных нефтяных УВ и асфальтово-смолистых веществ. Их концентрация достигает максимума в составе РОВ (иногда до 50 % по весу) и в материнских породах (иногда до 3—4 %). Образуется практически вся масса легких УВ, составляющих бензиновые и керосиновые фракции нефти, на долю которых приходится до 50 % от ее массы. По основным показателям состава нефтяные УВ материнских пород на ГФН сближаются с обычными нефтями. Образуется также определенное количество гомологов метана (С2—С5), а генерация метана протекает слабо.

Вследствие существующего перепада давления между уплотняющимися глинистыми материнскими породами и коллекторами начинается активный вынос (эмиграция) нефтяных УВ и в меньшей мере асфальтово-смолистых веществ в водных или газовых растворах, а иногда, возможно, и в свободной фазе в пласты-коллекторы. Миграция и аккумуляция их в ловушках коллекторов приводит на завершающей стадии ГФН к образованию скоплений нефти. Иногда в случае особо богатых сапропелевым ОВ материнских отложений генерация нефти при затрудненности условий эмиграции УВ может обусловить при проявлении ГФН образование скоплений нефти непосредственно в пористо-трещиноватых глинисто-кремнистых материнских породах (например, в баженовской свите Зап. Сибири).

В типичном случае в материнских породах ранний этап ГФН характеризуется быстрым и резким возрастанием количества битумоида, в том числе и нефтяных УВ, до максимума, когда его концентрация в породах и РОВ становится в два-три раза выше, чем на предшествовавшем этапе. Заключительный этап ГФН фиксируется значительным уменьшением количества битумоида и УВ в породах (и в расчете на РОВ) и остаточным накоплением в составе битумоида асфальтово-смолистых компонентов. Процессы генерации и эмиграции микронефти на ГФН идут сопряженно и одновременно. Обогащение РОВ и пород бнтумоидом и нефтяными УВ на раннем этапе ГФН объясняется превышением скорости их генерации

над скоростью эмиграции из материнских пород. Обеднение РОВ и пород микронефтью на заключительном этапе ГФН является следствием превышения скорости ее эмиграции над скоростью постепенно затухающей генерации. В процессе эмиграции флюидов из материнских пород вследствие хроматографического разделения в коллектор выносятся преимущественно нефтяные УВ с незначительным количеством смол и асфальтенов, а остаточный битумоид характеризуется относительным накоплением асфальтово-смолистых веществ.

ГФН развивается не равномерно, а с проявлением двух-трех импульсов генерации и почти одновременной эмиграции микронефти из материнских пород. От исходной на начало ГФН массы сапропелевого РОВ на образование битумоида, включая нефтяные УВ, расходуется вследствие термодеструкции до 25—30 %. В пластовых водах нефтепроизводящих отложений ГФН проявляется значительным (в несколько раз) возрастанием концентраций водорастворенного ОВ и нефтяных УВ, а затем уменьшением их количества вследствие миграции и аккумуляции УВ в залежах.

В зависимости от геотермического режима, типа бассейна, литологии пород, строения разреза, типа и концентрации РОВ и др. факторов ГФН на последнем этапе погружения бассейнов фиксируется на глубинах от 2— 3 км на платформах до 3—6 км в глубоких впадинах и альпийских прогибах, но всегда примерно на одних и тех же градациях катагенеза: от конца ПКз(Б3) до конца МКг(Г) или до начала МКз(Ж). ГФН начинает развиваться во всех случаях значительно позже (на 10—30 млн. лет) времени накопления нефтематеринских осадков, когда они, хотя бы в небольшой наиболее погруженной зоне бассейна, достигнут градации катагенеза не ниже МК1(Д)—МК2(Г). Известны случаи, когда проявление ГФН в нижнепалеозойских отложениях осуществляется только в мезозое, т е. через 200 млн. лет после накопления нефтематеринских осадков Используя палеотектонические построения, можно реконструировать динамику проявления ГФН на разных этапах развития бассейна, определить

геологическое время начала проявления ГФН, максимального ее проявления и завершения, т. е. определить возможное время миграции нефти и формирования месторождений. Оконтуривание зон проявления ГФН на последовательных этапах развития бассейна с учетом пространственного положения и времени формирования возможных зон аккумуляции позволяет производить на генетической основе оценку перспектив нефтегазоносности земель.

«ГЛАВНЫЙ ИЗВЕСТНЯК» КОМПЛЕКС — распространен в сев.-вост. Ираке. Представлен мощной серией известняков рифовых, зарифовых и предрифовых фаций. Мощн. меняется от 270—350 до 700 м. На месторождении Киркук выделяются известняки Джеддала (150—200 м) и известняки Киркук (120—150 м). Относится к среднему эоцену — олигоцену. Основной нефтеносный комплекс Сев. Ирака. Совместно с отложениями Нижнего Фарса образует массивные залежи мощн. 200—300 м.

ГЛАУБЕРИТ—минерал, Na2Ca(SO4)2. Тв. 3. Пл. 2,85. В осадочных породах аутигенный, образуется на начальной фазе галогенеза. В современных озерах и лагунах может создавать пласты большой протяженности.

ГЛАУКОНИТ — глинистый минерал, относящийся к смешанослойным гид- рослюдисто-монтмориллонитовым образованиям с почти любыми соотношениями между гидрослюдами и монтмориллонитами. Тв 2. Пл. 2,4— 2,95. Характерная черта состава — присутствие в значительном количестве железа, как двух-, так и трехвалентного Встречается в морских известняках, песчаниках, алевролитах, глинистых породах.

ГЛАУКОФАН — см. амфиболы.

ГЛИНИСТЫЙ — указывает на присутствие в осадочной породе (не в глинах) глинистого материала в количестве более 5 % (глинистый алевролит, глинистый известняк и т. д.). См породы глинистые.

ГЛИНОЗЕМ — окись алюминия, А120з. Содержание Г. в горных породах определяется содержанием в них А12О3 по данным химического анализа независимо от того, образует А12О3 собственные минералы (корунд и др) или входит в состав др. ми-

нералов (полевые шпаты, глинистые минералы и др.).

ГЛИНЫ — см. породы глинистые. ГЛИПТОМОРФОЗЫ — отпечатки (слепки) кристаллов каменной соли, гипса, льда и др. на поверхностях наслоения, главным образом илистых осадков, выполненные веществом вмещающих пород. Как и др. гиеро- глифы, Г. используются для определения кровли и подошвы слоев и для уточнения реконструкций обстановок осадконакопления.

ГЛУБИНА МАКСИМАЛЬНОГО ПОГРУЖЕНИЯ ^—максимальная глубина, на которую погружались осадочные горные породы за всю историю геологического развития бассейна. Для определения Г. м. п. применяются две группы методов: историко-геологические и методы, основанные на изучении свойств самой горной породы. Первые основаны на восстановлении мощности размытых отложений (анализ мощностей). В тех случаях, когда мощность размытых отложений больше мощности осадков, накопившихся после размыва в очередной этап погружения, для получения Г. м п. из мощности размытых отложений вычитается мощность вновь накопленных пород и разница прибавляется к современной глубине залегания горных пород, выполняющих бассейн

В числе методов, основанных на изучении свойств горных пород и ее компонентов, наиболее достоверные результаты дает изучение пористости и плотности глинистых пород, т. е. тех свойств, которые в наибольшей степени связаны с глубиной погружения. Глинистые породы обладают весьма малой способностью к упругим деформациям и, достигнув определенной глубины погружения, практически сохраняют обретенные на этой глубине пористость и плотность при последующем подъеме. Кривые зависимости величины открытой пористости глинистых пород от Г. м п, построенные для отложений различного возраста, разных тектонотипов осадочных бассейнов с различными особенностями строения разрезов, позволяют определять Г. м п. с достаточно высокой точностью. Др свойства горных пород (например, вторичные изменения минералогического СО'

става, степень катагенетической преобразованности РОВ и др.) в большой мере зависят не от Г. м. п., а от воздействовавшей на них температуры; для их использования в целях определения Г. м. п. есть необходимость в предварительном восстановлении древнего геотермического градиента, что часто невозможно. В отличие от Г. м. п., палеоглубина есть глубина погружения горной породы на какой-либо момент геологической истории.

ГЛУБИНА РАСЧЛЕНЕНИЯ РЕЛЬЕФА— разница между максимальной высотой водоразделов и тальвегами, считается показателем интенсивности и дифференцированности новейших тектонических движений.

ГЛЯЦИОДИСЛОКАЦИИ (гляцио- тектоника) — нарушения залегания пород под давлением ледника. Представляют собой небольшие складки, которые, в отличие от обычных тектонических нарушений, не захватывают залегающих глубоко слоев и имеют ограниченное площадное распространение.

ГОДОГРАФ — график зависимости времени прихода сейсмической волны от координат точек наблюдения. Различают Г. поверхностные, когда наблюдения выполняются на некоторой площади, и линейные, когда наблюдения проводятся вдоль линии (профиля), обычно прямой. Поверхностный Г. строится по совокупности линейных Г. и представляется картой изохрон. Г. вступления и фазы одной и той же волны обычно параллельны. Линейные Г. могут быть продольными, когда источник возбуждения располагается на линии наблюдения, и непродольными, если источник находится в стороне от профиля. Пара Г., полученных на одном участке профиля и относящихся к источникам, находящимся по разные стороны от этого участка, называются встречными. При размещении пунктов возбуждения по одну сторону от этого участка получают нагоняющие Г. Сочетая Г. с амплитудными кривыми, можно получить динамический Г., для чего от линии Г. в каждой точке наблюдения откладывают величину, пропорциональную амплитуде волны или ее логарифму. В методе отраженных волн продоль-

ные Г. с закрепленным источником называют Г. общей точки взрыва. При закрепленном приемнике и подвижном источнике соответствующий годограф называют Г. общей точки приема. В методе оби^ей глубинной точки Г. представляют собой графики зависимости времени отраженной волны от расстояния между источниками и приемниками, располагающимися симметрично относительно заданного центра. При сейсмических исследованиях в скважинах линия наблюдения располагается внутри изучаемой среды и получаемые Г. называют вертикальными. Г. сейсмических волн являются основными источниками информации в сейсморазведке. По ним определяют тип волны, скоростную характеристику разреза, глубину и условия залегания отражающих и преломляющих границ, а также закономерности распределения энергии сейсмических воли в изучаемой среде (динамический Г.).

ГОЛОГРАФИЯ сейсмическая — метод получения трехмерных (объемных) изображений погребенных геологических структур по сейсмическим данным. Г. с. основана на использовании принципов теории дифракции Гюйгенса — Кирхгофа и заключается в восстановлении распределения точек дифракции в разрезе по дифракционной сейсмической записи, зарегистрированной на поверхности. Для воспроизведения изображения в цифровой форме используются амплитуды и фазы в виде дискретных измерений, распределенных на достаточно большой площади. Точность определения положения в разрезе рассеивающей (дифрагирующей) точки повышается при исследованиях Г. с. с широким спектром частот (или со сплошным спектром). В связи с этим в Г. с. эффективным оказывается использование данных вибросейсмического метода, обработанных с применением программ миграции.

ГОЛОСТРАТОТИП — см. стратотип. ГОЛОТИП — единственный экземпляр, обозначенный или указанный при первоначальном опубликовании в качестве «типового экземпляра» номинального таксона видовой группы. Г., как правило, несет основные

признаки вида. Однако бывают случаи, когда в качестве Г. выбирается экземпляр, занимающий крайнее положение в ряду изменчивости, свойственном данному виду. Поэтому Г. рассматривается в общем случае лишь в качестве материального носителя видового названия, является справочным эталоном для определения точного применения зоологического (ботанического) названия.

ГОМЕС МЕСТОРОЖДЕНИЕ ГАЗА — расположено в округе Пекос Зап. Техаса, США. Находится в Делавэрском бассейне, в 15 км к северо-западу от Форт-Стоктона. Открыто в 1963 г. Приурочено к брахиан- тиклинальной складке, осложненной продольным разрывом. Главной газоносной свитой является толща доломитов Элленбергер кембрийско-ордовикского возраста, лежащая на кристаллическом фундаменте. В меньшем количестве газ содержится в карбонатных породах силура и девона. Основная газовая залежь находится на глубине 7 км. Коллектор относится к порово-трещинному типу. Высокая проницаемость и большое пластовое давление обеспечивают высокую производительность скважин К 1975 г. здесь было пробурено 108 скважин, из которых было получено в течение года 11,6 млрд, м3 газа. Суммарная добыча на 1.01.1976 г. равна 70,3 млрд. м3. Остаточные запасы на эту дату равны 212,7 млрд. м3. Газ содержит 95,5 % метана, 1 % двуокиси углерода и 3,3 % азота ГОМОКЛИНАЛЬ — моноклиналь с выдержанным наклоном пластов.

ГОНДВАНА — в мобилистской тектонике и палеогеографии — материк, существовавший в палеозое и первой половине мезозоя и объединявший современные континентальные массивы Юж. Америки, Африки, Аравии, Индии, Австралии и Антарктиды. Раскол Г. происходил в триасе и особенно в юре и привел к расползанию отдельных ее блоков и образованию океанов Тетис (и современного Индийского в качестве юж. его ветви) и Атлантического (юж. часть). Существование Г. обосновывается сходством тектонического строения Юж. Америки и Зап. Африки, палеомагнитными данными,

близостью древних флор и наземных животных Юж. полушария ГОЛАНЫ — см. терпаны.

ГОРИЗОНТ—1. Без географического названия — термин свободного пользования, обозначающий характерный слой или группу слоев, выделяющихся резкой литологической особенностью (например, пепловый Г.), приуроченностью к ним какого- либо полезного ископаемого (например, рудный Г, продуктивный Г.) или палеонтологической характеристикой (например, устричный Г.). 2. С географическим названием — в отечественной литературе основная таксономическая единица региональных стратиграфических шкал, объединяющая по горизонтали одновозрастные свиты или части свит. Устанавливается главным образом по биостратиграфическим данным. Синоним: региоярус. 3. В четвертичной геологии — отложения, сформировавшиеся в течение одного ледникового или межледникового периода. ГОРИЗОНТ БАЗАЛЬНЫЙ — единичный слой, залегающий в основании отложений базальных. В зависимости от строения разреза последних Г. б. может быть представлен обломочными, часто грубообломочными, терригенными горными породами, состав которых литологически тесно связан с подстилающими образованиями, или хемогенными и органогенными породами.

ГОРИЗОНТ ВОДОНОСНЫЙ — совокупность гидравлически связанных водоносных пластов, имеющих единую пьезометрическую поверхность, общие области питания (создания напора), транзита и разгрузки. Г. в, залегающий между относительна непроницаемыми породами, называется горизонтом межпластовых напорных вод, не имеющий относительно непроницаемого перекрытия — горизонтом грунтовых безнапорных вод. Г. в. может состоять из неоднородных по литологическому составу и физическим свойствам пластов ГОРИЗОНТ МАРКИРУЮЩИЙ — характерный и широко распространенный слой или пласт, резко выделяющийся в разрезе по своим литологическим особенностями, окраске, включениям, текстуре, органическим остаткам и т. д. Г. м. легко устанав-

ливается в разрезах, что позволяет использовать его для сопоставления разрезов при геологическом, структурном и др. видах картирования, структурном бурении и т. д.

ГОРИЗОНТ ОПОРНЫЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ — толща пород, контрастно выделяющаяся по электрическому сопротивлению, фиксируемому методами электроразведки, сохраняющая свои особенности на значительной площади.

ГОРИЗОНТ РАЗВЕДКИ БАЗИСНЫЙ— нефтегазоносный горизонт в пределах этажа разведки, отличающийся наибольшей промышленной значимостью. Выделение Г. р. б. обеспечивает первоочередную разведку и ускоренный ввод в разработку наиболее крупных и высокопродуктивных залежей нефти и газа данного этажа разведки. Методика разведки Г. р. б. определяется особенностями его строения и положением в разрезе. Если Г. р. б. располагается в основании этажа разведки, то часть скважин, пробуренных до Г. р б, может быть возвращена для изучения верхних, менее продуктивных горизонтов. Нахождение Г. р б в кровле этажа разведки приводит к тому, что часть скважин бурится на большую глубину, чем это требуется для изучения базисного горизонта, для вскрытия и нижележащих нефтегазоносных пластов, в которых содержатся менее значимые залежи нефти и газа

ГОРИЗОНТ РЕПЕРНЫЙ (в стратиграфии)— детальное стратиграфическое подразделение, хорошо выдерживающееся на значительное расстояние и служащее для сопоставления разрезов Система Г. р. в каком- либо районе создает более или менее жесткий каркас для корреляции заключенных между ними интервалов разреза, хуже выдержанных по своему литологическому составу или палеонтологической характеристике ГОРООБРАЗОВАНИЕ — процесс образования гор в результате проявления тектонических движений. Понятие Г. приложимо к формированию достаточно высоких горных кряжей и горных систем. Образование же низких холмов, увалов, как и высоких вулканических построек, непосредственно с понятием Г. не свя

зывают В тех случаях, когда Г. следует по времени за геосинклиналь- ным этапом и складчатостью, этот процесс сводится к усложнению складчатой структуры, расчленению жесткой складчатой структуры на глыбы и блоки, поднятию глыб и блоков и образованию горной системы. В тех случаях, когда Г. развивается на платформе, оно обусловливает формирование «складчатой» и глыбовой структуры (например, образование Скалистых гор, Сев. Америка). Г может неоднократно проявляться на одном и том же участке земной коры. Г. — одна из важнейших черт орогенного этапа. ГОРСТ — приподнятая по отношению к соседним участкам структура земной коры, ограниченная по краям сбросами. Различают Г.: простые — ограниченные двумя сбросами; ступенчатые — ограниченные системами ступенчатых сбросов; односторонние (косые, половинные, моноклинальные полугорсты) — ограниченные сбросом только с одной стороны. По типу структуры Г. различают: горст-антиклиналь — антиклиналь, ограниченная сбросами от смежных синклиналей; горст-антиклинорий — антиклинорий, осложненный на бортах крупными разломами сбросового типа; горст- синклинорий — поднятая вдоль крупных сбросов центральная часть синклинория, сохраняющая картировоч- ные признаки синклинориев (молодые отложения в осевой части, более древние по бортам).

ГОРУ ФОРМАЦИЯ — распространена на юге Пакистана. Представлена темно-серыми глинами и мергелями. Мощи, до 1000 м. Относится к альб- сеноману.

ГОРЯЧЕГО КЛЮЧА СВИТА —распространена на Сев Кавказе. Представлена флишевым чередованием алевролитов, песчаников и глин, в основании гравелиты, в средней и верхней частях разреза появляются пласты и пачки алевролитов и глин Мощн. 500—1400 м. Охарактеризована моллюсками, планктонными и бентосными фораминиферами, радиоляриями. Возраст поздний палеоцен. Промышленно нефтеносна в зап части Сев Кавказа

ГРАБЕН — опущенная по отношению к соседним участкам структура

земной коры, ограниченная по краям сбросами. Различают Г : простой — ограниченный двумя сбросами; ступенчатый (сложный) —ограниченный системой ступенчатых сбросов По типу структуры различают Г.: грабен-синклиналь — синклиналь, ограниченную сбросами, грабен-синклинорий — синклинорий, опущенный и осложненный по бортам крупными сбросами; грабенообразная котловина— впадина изометричной формы, опущенная по сбросам, грабен внут- риплатформенный — достаточно крупная платформенная структура синклинального типа, линейная или бра- хиформная в плане, ограниченная сбросами. Близкие термины: авлакоген, тафрогеосинклиналь.

ГРАВЕЛИТ—сцементированная осадочная порода, на 50 % и более сложенная обломочными частицами гравийной размерности (1—10 мм). Мощных самостоятельных пластов, как правило, не образует, но вместе с песчаниками нередко встречается в коллекторских пластах.

ГРАВИЙ — рыхлый обломочный материал размером 1—10 мм, обычно со следами окатанности. * ГРАВИМЕТРИЯ — научная дисциплина, изучающая распределение гравитационного поля на поверхности Земли и в окружающем пространстве Данные используются в астрономии для вычисления масс небесных тел, в геодезии —для определения фигуры Земли, в . геологии — для изучения глубинного геологического строения и поисков месторождений полезных ископаемых (см. гравиразведка). Основной характеристикой гравитационного поля является первая вертикальная производная гравитационного потенциала — ускорение свободного паденияg (м-с-2, гал, галилео), используются также вторые производные гравитационного потенциала по осям координат (с-2, этвеш).

Для измерения абсолютных значений g применяются маятниковые приборы Более широко применяются приборы, обеспечивающие измерения приращения значений силы тяжести Ag относительно пунктов с известным абсолютным значением силы тяжести — гравиметры Существуют приборы для измерения ^тр*

рых производных гравитационного потенциала — гравитационные вариометры и градиентометры, но в силу малой производительности они практически не применяются. Изучение гравитационного поля в околоземном пространстве выполняется с помощью наблюдения за траекториями искусственных спутников Земли, а также с помощью аэрогравимет - рических измерений. В последние годы широко развивается также морская Г, скважинная Г., использующая другие конструкции измерительной аппаратуры и методику обработки данных.

ГРАВИ РАЗВЕДКА — геофизический метод изучения геологического строения, поисков и разведки месторождений полезных ископаемых, основанный на изучении аномалий силы тяжести, вызываемых различием плотности горных пород и особенностями залегания сложенных ими геологических тел. Г. является наиболее универсальным геофизическим методом изучения геологического строения, поскольку практически все процессы геологического развития сопровождаются изменением формы геологических тел и (или) плотности горных пород Однако, в силу того что наблюдаемые гравитационные аномалии суммируют влияние многочисленных геологических факторов, интерпретация данных Г. требует применения ряда специальных процедур и использования априорных геологических сведений. В нефтяной геологии Г. широко применяется для тектонического районирования, изучения рельефа поверхности и внутреннего строения фундамента, дизъюнктивной тектоники в фундаменте и осадочном чехле, солянокупольной тектоники, поисков крупных локальных структур в осадочном чехле, при исследовании латеральной изменчивости литофизической характеристики пород осадочного чехла, прогнозировании залежей нефти и газа.

ГРАДАЦИИ ФОРМАЦИЙ — группа литологических комплексов, близких по условиям образования и составляющих часть формации. Г. ф. выражают латеральные изменения свойств формации и связаны между ррбой постепенными переходами. По-

питие Г. ф. близко понятиям подформация, субформация.

ГРАДИЕНТ ГЕОТЕРМИЧЕСКИЙ — величина, характеризующая изменение температуры (°C) на 100 м вертикального разреза. В большинстве случаев имеет положительные значения (температура увеличивается с глубиной), но в криолитозоне и в зонах некоторых геотермических аномалий может быть отрицательным. Г. г. изменяется по площади и глубине в зависимости от: 1) свойств горных пород, обусловливающих их теплопроводность и теплоемкость; 2) гидрогеологических условий недр (главным образом интенсивность и характер водообмена); 3) тектонических условий (возраст структур, разломы, вулканизм и пр.); 4) климатических условий; 5) тепловых эффектов реакций и процессов в разрезе горных пород. Различают средние значения Г. г. в пределах больших интервалов глубин, например осадочного чехла на платформах, и его частные значения в пределах малых интервалов (пластов, горизонтов). В среднем Г.г. составляет около 3,3°С/100 м, а его частные значения колеблются от 0,5—1 до 20 °C/100 м и более.

ГРАДИЕНТ ДАВЛЕНИЯ — векторная величина, характеризующая направление и степень изменения давления жидкости, фильтрующейся в пласте или массиве горных пород (см. фильтрация). Математически вектор Г. д. Vp определяется формулой

г дх ду дх где р = р(х, у, х)—давление жидкости, являющееся функцией декартовых координат х, у, z, вдоль осей которых направлены орты (единичные векторы) i, } и к соответственно.

В системе СИ Г.д. измеряется в Па/м. В простейшем случае стационарной фильтрации в однородной изотропной среде вдоль оси х

Чп . ;Р ^ — Р VPX, — X, *

где Xi и х2— координаты любых двух точек на оси х.

В случае фильтрации жидкости к скважине, расположенной в центре кругового контура питания, Г.д. определяется формулой

Уп= — Рк — Рс

VP Г 1П (/?к//?с) '

где г — расстояние до оси скважины; рк и рс — давления на контурах питания и скважины; RK и Rc— радиусы контура питания и скважины.

ГРАДИЕНТ-ЗОНД — трехэлектрод- пый электрический каротажный зонд, в котором расстояние между парными электродами (токовыми АВ или измерительными MN) меньше, чем расстояние между непарными электродами.

Кажущееся удельное электрическое сопротивление, измеренное идеальным Г.-з., пропорционально градиенту потенциала электрического поля в точке, расположенной на расстоянии АМ от токового электрода, создающего поле. Г.-з, у которого парные электроды АВ или MN расположены выше непарного, называют кровельным Г.-з. Если парные электроды расположены ниже непарного электрода, то Г.-з. называют подошвенным.

Кровельный Г.-з. наиболее четко фиксирует кровлю мощного пласта высокого сопротивления, подошвенный Г.-з. — подошву. Точка записи Г.-з. отнесена к средней точке между сближенными парными электродами и обозначается буквой О. Длиной Г.-з. является расстояние между непарным электродом и точкой записи АО (МО). От длины Г.-з. зависит глубинность исследования и форма кривых кажущихся сопротивлений. Считается, что радиус исследования Г.-з. примерно равен его длине АО.

Обозначение зонда дает представление о его типе, расположении и назначении электродов. Буквенные наименования электродов зонда следуют сверху вниз в порядке их расположения в скважине. Между ними проставляется межэлектродное расстояние в метрах. Например, зонд A4M0,5N — подошвенный Г.-з. длиной 4,25 м, расстояние между парными измерительными электрода-

S, °Вер, кг/м3S, °Вер, кг/м3S, °Вер, кг/м311006,9И1082,5211170,321014,0121090,7221179,831021,2131099,0231189,641028,3141407,4241199,551035,8151116,0251209,561043,3161124,7261219,771050,9171133,5271230,181058,6181142,5281240,791067,9191151,6291251,5101074,4201160,9301262,4S, °Вер, кг/м3S, °Вер, кг/м3S, °Вер, кг/м311006,9И1082,5211170,321014,0121090,7221179,831021,2131099,0231189,641028,3141407,4241199,551035,8151116,0251209,561043,3161124,7261219,771050,9171133,5271230,181058,6181142,5281240,791067,9191151,6291251,5101074,4201160,9301262,4ТАБЛИЦА Г.5ТАБЛИЦА Г.5Перевод плотности воды, выраженной в °Ве, в кг/м3Перевод плотности воды, выраженной в °Ве, в кг/м3

S, °Ве

р, кг/м3

S, °Ве

р, кг/м3

S, °Ве

р, кг/м3

1

1006,9

И

1082,5

21

1170,3

2

1014,0

12

1090,7

22

1179,8

3

1021,2

13

1099,0

23

1189,6

4

1028,3

14

1407,4

24

1199,5

5

1035,8

15

1116,0

25

1209,5

6

1043,3

16

1124,7

26

1219,7

7

1050,9

17

1133,5

27

1230,1

8

1058,6

18

1142,5

28

1240,7

9

1067,9

19

1151,6

29

1251,5

10

1074,4

20

1160,9

30

1262,4

S, °Ве

р, кг/м3

S, °Ве

р, кг/м3

S, °Ве

р, кг/м3

1

1006,9

И

1082,5

21

1170,3

2

1014,0

12

1090,7

22

1179,8

3

1021,2

13

1099,0

23

1189,6

4

1028,3

14

1407,4

24

1199,5

5

1035,8

15

1116,0

25

1209,5

6

1043,3

16

1124,7

26

1219,7

7

1050,9

17

1133,5

27

1230,1

8

1058,6

18

1142,5

28

1240,7

9

1067,9

19

1151,6

29

1251,5

10

1074,4

20

1160,9

30

1262,4

ТАБЛИЦА Г.5

ТАБЛИЦА Г.5

Перевод плотности воды, выраженной в °Ве, в кг/м3

Перевод плотности воды, выраженной в °Ве, в кг/м3

ми 0,5 м, расстояние от непарного токового электрода А до ближайшего парного М равно 4 м.

ГРАДИЕНТ НОВЕЙШИХ ТЕКТОНИЧЕСКИХ ДВИЖЕНИЙ — изменение высот рельефа поверхности Земли или амплитуд деформаций маркирующих горизонтов, а также скорости движений на единицу расстояния и в единицу времени. Г. н т. д. указывает в основном на активность вертикальных движений земной коры за условный отрезок времени (год, тысячелетие, весь нео- тектонический этап). Для областей горообразования за неотектониче- ский этап Г. н. т. д. колеблется от 25 до 200 м/км, для платформ составляет менее 25 м/км.

ГРАДИЕНТ ТЕКТОНИЧЕСКИХ ДВИЖЕНИЙ — изменение амплитуды и скорости вертикальных движений земной коры на единицу расстояния в единицу времени. В геосинклиналях Г. т. д. достигает нескольких десятков м/км за 1 млн. лет, на платформах — не превышает нескольких м/км за 1 млн. лет (т. е. примерно в 10 раз меньше).

ГРАДУС БОМЕ — условная единица плотности жидкости. Измеряется специальным ареометром, нулю градусов шкалы которого соответствует плотность чистой воды при 15,5 °C, а Г Be равен 1 вес. % содержания в воде NaCI при 15,5 °C. Г. б. позволяют достаточно точно судить о минерализации воды лишь при резком преобладании NaCI над другими компонентами ее солевого состава.

В промысловой практике пересчет плотности жидкости из градусов в кг/м3 производится по формуле

где р — плотность воды, кг/м3; S — плотность воды, °Ве.

Результаты перевода даны в табл. Г.5.

ГРАДУСЫ ЖЕСТКОСТИ ВОДЫ АНГЛИЙСКИЙ, ФРАНЦУЗСКИЙ, НЕМЕЦКИЙ — см. жесткость воды. ГРАММ-ЭКВИВАЛЕНТ — см. форма выражения результатов анализа воды эквивалентная.

ГРАНАТЫ — минералы преимущественно метаморфических пород с общей формулой Кз^Г[К4+О4]з, где R2+—Mg, Са, Fe, Мп; R3+—Al, Fe, Cr, Ti; R4+—Si, Ti. Tb. 6,5 4-7. Пл, 3,4 4- 4,3. В осадочных породах ал- лотигенные акцессории. Чаще других встречаются альмандин (R2+—Fe; R3+—Al), андрадит (R2+—Са; R3+—Fe), гроссуляр (R2+—Са; R3+—Al), пироп (R2+—Mg; R3+—Al) Устойчивые или умеренно устойчивые минералы (см. минералогия терригенная) .

ГРАНИТ —см. породы изверженные.

ГРАНИТ-ПОРФИР — см. породы изверженные.

ГРАНИЦА СЕЙСМИЧЕСКАЯ —поверхность раздела двух сред с разными упругими свойствами, на которой могут возникать сейсмические отраженные и преломленные волны

Условно различают: Г. с. сильные (резкие), когда соотношение скоростей в соприкасающихся слоях Hi/V2 ^ 0,75, а коэффициент отражения Л > 0,2 (например, границы раздела терригенных осадочных пород и кристаллического фундамента, терригенных и карбонатных или терригенных и хемогенных образований и др.); Г. с. слабые, когда И|/7з ^ 0,75, а Л < 0,2 (например, границы в однородной песчано-глинистой толще, в карбонатных породах или метаморфическом комплексе). Г. с. считают гладкой, если радиусы кривизны неровностей се поверхности значительно превышают длину волны. Когда эти величины соизмеримы, на неровностях границы происходит рассеивание энергии упругих волн и Г. с. называют шероховатой. Например, поверхность рифовых массивов, хемогенных скоплений соляных куполов и др.

Г. с. с характерной формой записи, хорошо прослеживающиеся и опознающиеся, называют опорными. Г. с. является физической границей. Она часто связывается с поверхностью литологических разделов, стратиграфических несогласий и поэтому может не иметь строгой стратиграфической привязки.

ГРАН-РЭПИДС ФОРМАЦИЯ —распространена на северо-востоке провинции Альберта (Канада) в бассейне р. Атабаска. Представлена песками и песчаниками и алевритами. Песчаные породы образуют три пачки, отделенные друг от друга пачками алевритов. Возраст средний альб. Мощн. 25—40 м в обнажениях и резко возрастает до 650 м в закрытой части на юго-востоке бассейна. Г.-Р. ф. на месторождении Атабаска (Канада) не содержит твердых битумов, а на месторождении Вобаска (к востоку от месторождения Атабаска) является основным продуктивным горизонтом. Битумы как в обнаженной части, так и на закрытой территории приурочены главным образом к верхам формации.

ГРАНУЛОМЕТРИЯ — см. состав гранулометрический.

ГРАНУЛЯЦИЯ — 1. Замещение более крупных зерен агрегатом более мелких зерен того же или близкого

состава в результате воздействия на породу давления. 2. Превращение первичных коллоидно- и тонкозернистых структур карбонатных скелетных остатков в мелкозернистые агрегаты; может возникать как в диагенезе, так и в эпигенезе.

ГРАУВАККИ (песчаники граувакко- вые) — песчаники с высоким содержанием обломков пород (более 25 %, изредка почти до 100 %), представленных преимущественно эффузива- ми среднего и основного состава. Неустойчивость этих обломков приводит к их интенсивным изменениям уже на ранних стадиях катагенеза. Образующиеся при этом глинистые минералы (хлориты, гидрослюды, монтмориллониты) запечатывают поровое пространство, и поэтому хорошие коллекторы, сложенные Г., встречаются лишь на сравнительно небольших глубинах. В то же время Г. из кайнозойских отложений при низкой эффективной пористости обычно сохраняют до значительных глубин высокую общую пористость. В ходе эпигенетической каолинизации в них возможно формирование вторичных эффективных коллекторов, которые образуют сложные по морфологии участки среди слабо- проницаемых пород. Г. наиболее характерны для средней стадии развития геосинклиналей (группы граувакковых, глинистых и флишевых формаций) и гораздо реже встречаются в позднегеосинклинальных и орогенных формациях. Месторождения нефти и газа часто приурочены к Г. во флишевых формациях (Карпаты, Динариды и др.) и в граувакковых формациях (Карпаты, Сахалин, Калифорния и др.). Вместе с тем нередки залежи УВ в Г. и из др. формаций (нижняя и верхняя моласса). Наиболее распространенные тектонотипы, где залежи нефти и газа приурочены к Г., — это синклинории, синклинорные впадины и прогибы, фронтальные прогибы, реже краевые системы и межгорные впадины.

ГРАФИТ — минерал, С. Тв. 1. Пл. 2,26 Образуется в метаморфических и изверженных породах. В осадочных породах аллотигенный акцессорий.

ГРАФИТОИДЫ — углеродистые образования, занимающие промежуточное положение между графитами и углями. Сюда относятся: а) графи- тистые антрациты, представляющие собой переход от скрытокристаллических графитов к антрацитам, б) антраксолиты самой высокой степени метаморфизма (шунгиты) и нефтяные коксы. При наличии отчетливой графитовой решетки Г. характеризуются более мелкими размерами кристаллитов по сравнению с настоящими графитами.

ГРЕБЕНЬ СКЛАДКИ —см. складка. ГРЕЙТ-ВАЛЛИ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена в долинах рек Сан-Хоакин и Сакраменто между хр. Сьерра-Невада на северо-востоке* и Береговыми хребтами на юго-западе (Калифорния, США). Топографически представляет собой межгорную впадину, сильно вытянутую в сев.-зап. направлении. Размеры области 900 X Ю0 км, площадь 65 тыс. км2. В тектоническом отношении Грейт-Валли является межгорным внутригеосинклинальным прогибом, разделенным тектоническим поднятием (седловиной) Стоктон па две тектонические депрессии: СанХоакин (на юго-востоке) и Сакраменто, называемые бассейнами. Бассейн Сан-Хоакин преимущественно нефтеносен, а Сакраменто газоносен. Их нефтегазовые ресурсы стали осваиваться промышленностью в 1896 г.

Область Грейт-Валли сложена терригенными морскими и континентальными отложениями мелового периода и кайнозойской эры общим объемом 328 тыс. км3. Они находятся на эвгеосинклинальных метаморфизованных и изверженных породах эры и мела, выступающих на поверхность в хр. Сьерра-Невада и Береговых хребтах, где известны под названием францисканского комплекса. Область Грейт-Валли представляет собой асимметричную синклиналь, ось которой смещена ближе к зап. борту. Вост, борт се характеризуется умеренными падениями пластов на запад и мягкой складчатостью с разрывами напряжения. Зап. борт более крутой, с интенсивной складчатостью и разрывами на- двигового типа. Юго-зап. борт бас

сейна Сан-Хоакин ограничен крупным сбросо-сдвигом Сан-Андрес. На юге бассейна Сан-Хоакин расположен свод Бакерсфилд, имеющий югозап. (поперечное по отношению к синклинали) простирание. Этот свод разделяет Сан-Хоакин на два суббассейна, из которых юж. носит название Теджон, а сев. — Батонвилл. Суббассейн Теджон ограничен на юге поперечным хр. Техачапи-Ма- унтин.

К концу 1980 г. в области Грейт- Валли открыто 150 нефтяных и 120 газовых месторождений с нач. запасами 1300 млн т нефти и 650 млрд, м3 газа. Добыто к концу 1980 г. 822 млн. т нефти и 396 млрд м3 газа. В числе открытых месторождений 11 крупных и ИЗ средних. Наиболее богатые нефтяные месторождения группируются вокруг суббассейна Теджон и на поперечном поднятии Бакерсфилд. Среди крупных известны месторождения нефти Элк-Хилс, Мидвей-Сансет, Керн-Ривер, Кеттлмен-Норт-Доум, Коалинга, Коалинга-Норт, Лост-Хилс, Палома, Буэна-Виеста, газовое месторождение Рио-Виеста, содержащее около 3/4 выявленных запасов газа бассейна Сакраменто. Более половины начальных запасов газа приходится на попутный, т. е. растворенный в скоплениях нефти. Около 90 % выявленных запасов нефти находится в бассейне Сан-Хоакин в отложениях миоцена, плиоцена и плейстоцена. Слои этого возраста морского и континентального происхождения к северу утоняются и замещаются целиком континентальными осадками. В бассейне Сакраменто они не содержат значительных скоплений УВ. В то же время меловые и палеогеновые отложения в Сан-Хоакин содержат относительно небольшие запасы нефти, а в бассейне Сакраменто верхний мел и эоцен — это главные продуктивные толщи.

Нефть и газ содержатся в основном в песчаниках. Кроме того, продуктивны и трещиноватые аргиллиты с прослоями песчаников Нефть встречена также в трещиноватых сланцах мезозойского фундамента. Большинство скоплений нефти и газа приурочено к антиклиналям, сводовым литологически и тектони-

Чечни ограниченным ловушкам. Кроме того, много литологических и стратиграфических залежей, связанных с линзами песчаников и несо- маспым перекрытием песчаных пластов более молодыми глинистыми I л юносные структуры Сакраменто часто осложнены плиоценовыми внедрениями эффузивных пород. Будущее области Грейт-Валли связывается с проведением дальнейших поисково-разведочных работ па сла- боизученных площадях, на больших глубинах. Существенны также ресурсы закированных песчаников и асфальта. Большое значение придается расширению вторичных и третичных методов разработки выявленных месторождений и повышению доли извлекаемой нефти из старых месторождений.

ГРИН-РИВЕР НЕФТЕГАЗОНОС

НАЯ ОБЛАСТЬ — занимает юго-зап часть штата Вайоминг и смежные районы штатов Юта и Колорадо Представляет собой межгорную депрессию, окруженную горами Уинд- Ривер и Гранитными на севере, Мед- син-Боу и Сьерра-Мадре на востоке, Уинта и Уайт-Ривер на юге и Большая Абсорока на западе. Размеры области 150X480 км, площадь 77 тыс. км2. Начало освоения ресурсов нефти и газа 1870 г. Область Грин-Ривер выполнена осадочными породами палеозоя мощн. до 1,2 км, мезозоя — до 5,5 км и кайнозоя — до 3 км. В окружающих горах выступают на поверхность^ докембрийские кристаллические породы фундамента. Общий объем осадочных пород примерно равен 300 тыс. км3. В структурном отношении область представляет собой вытянутую в субширотном направлении тектоническую депрессию, разделенную меридиональным поднятием Рок-Спрингс на два синклинальных прогиба: западный из них выступает под названием бассейна Грин-Ривер (Бриджер), а восточный, будучи разделенным на три части седловинами, — под названиями бассейна Грит-Дивайд на севере и бассейнов Уошаки и Санд-Уош на юге Последний находится па территории штата Колорадо

На область Грин-Ривер с запада на восток надвинута система пере-

крывающих друг друга тектонических чешуй из палеозойских и мезозойских пород, широко известных под названием Великого пояса надвигов. Он выражен в рельефе горами Большая Абсорока. С юга на область надвинут массив докембрийских пород по разрыву Уинта-Норт- Фланк. Перечисленные основные тектонические элементы осложнены более мелкими, локальными складчатыми и разрывными структурами, с которыми и связаны нефтяные и газовые месторождения со скоплениями различного типа (пластовые, сводовые, тектонически и литологически ограниченные).

Скопления нефти и газа приурочены к горизонтам различного возраста, от кембрийских до палеоген- неогеновых. Большинство продуктивных горизонтов представлены терригенными коллекторами морского и континентального происхождения. Карбонатные коллекторы встречены лишь в палеозое и в небольшом количестве в юре. Основными резервуарами являются эоценовые песчаники континентального происхождения, верхнемеловые песчаники (особенно Фронтьер и Месаверде^ юрские песчаники Наггет, известняки Морган (пенсильваний) и Мэдисон (миссисипий). Всего открыто в области более 200 нефтяных и газовых месторождений. Нач. извл. запасы составляют 160 млн. т нефти и 350 млрд, м3 газа (на 1981 г.). В большинстве своем выявленные месторождения мелкие, около десятка средних и два крупных: Биг-Пай- пи — Ла-Барк на зап. борту бассейна Грин-Ривер и Уитни-Каньон в Великом поясе надвигов. Перспективы нефтегазоносности недр рассматриваемой области далеко не исчерпаны По мнению многих специалистов, извлекаемые запасы УВ области могут быть удвоены. В настоящее время развиваются два направления: разведка перспективных площадей Великого пояса надвигов и поиски нефти и газа на больших глубинах. ГРОССУЛЯР — см. гранаты.

ГРУППА — см. эратема.

ГРУППА АНДЕЗИТОВЫХ ФОРМАЦИИ — совокупность формации, существенной частью которых являются эффузивные и (или) пирокла-

стические породы андезитового состава. Вещественный состав формаций этой группы может иметь значительные вариации как по химизму вулканитов, так и по соотношению эффузивных, пирокластических и терригенных пород. Наиболее типичны андезиты и андезито-базаль- ты. Менее распространены базальты, дациты, липариты и их туфы Г. а. ф. принадлежит к числу гео- синклинальных формаций и характеризует среднюю (зрелую) стадию развития геосинклинали Можно выделить два основных типа формаций этой группы — существенно вулканический (вулканогенно-андезитовый тип) и терригенно-вулканический (терригенно-андезитовый тип). В структурном отношении вулканогенный тип формаций этой группы наиболее типичен для геоантикли- нальных поднятий (в том числе островных дуг^, срединных массивов и их склонов. Терригенно-вулканогенный тип более характерен для склонов поднятий, седловин, впадин.

ГРУППА АСПИДНЫХ ФОРМАЦИЙ (сланцевых) — ассоциация осадочных формаций, образующихся в раннюю стадию развития геосинклинали. Ведущими типами пород Г. а. ф являются аспидные, кровельные сланцы, аргиллиты, но нередко они замещаются толщами, где существенную роль играют псаммито-псефитовые терригенные породы и кремнистые сланцы с прослоями туфов и туфогенных пород, известняков и эффузивных покровов различного состава. В регрессивных пачках разреза раннегеосинклинальных седиментационных бассейнов среди аспидных формаций иногда встречаются ритмично-слоистые пачки флишевого типа. В Г. а ф наиболее глубоководные условия формирования выражают кремнисто-сланцевая и глинисто-сланцевая формации, а песчано-сланцевая — менее погруженные участки, сближенные с источником сноса Аспидные формации часто обособлены в миогеосинклиналь- ных зонах, тяготеют к краевым частям, ближе к платформе В эвгео- синклинальных зонах они обычно залегают на комплексе основания и предществуют накоплению крем*

нисто-вулкапогенных формаций В Г. а. ф. из-за интенсивной складчатости пород, высокой плотности, а нередко и из-за значительного метаморфизма хороших коллекторов нефти и газа не образуется

ГРУППА ВЕРХНЕМОЛАССОВЫХ ФОРМАЦИЙ (молассовых)—ассоциация осадочных формаций, образовавшихся в орогенный этап развития земной коры, в период интенсивных поднятий, преобразующих складчатую систему в горноскладчатое сооружение. Породы Г. в ф накапливаются и в результате активизации платформ и квазиплатформ в эпиплатформенных орогенных межгорных впадинах и прогибах. Формации группы часто объединяют одним общим названием «верхняя моласса» или просто моласса Так же называют и отдельные формации группы без уточнения их вида Типичные признаки верхних моласс: значительное содержание грубообломочных пород (конгломератов, гравелитов, грубых песчаников); преимущественно континентальный тип осадков; частое наличие углей, лигнитов, углистых сланцев, большого количества растительного детрита; грубая, обычно неправильная ритмичность слоистости; обособленность в межгорных, предгорных и внутренних впадинах и прогибах, наложенных депрессиях и грабенах В Г. в. ф выделяется несколько формаций, от псефитовых и псаммитовых, выражающих условия накопления вблизи растущих поднятий и гор, до тонкообломочных (пелитовых, кремнисто-пелитовых), связанных образованием с тектоническими прогибаниями, озерно-болотными фатальными обстановками. В районах активного вулканизма формации группы латерально замещаются осадочно-вулканогенными и вулканогенными толщами порфировых формаций Мощности и скорости накопления пород Г. в. ф соизмеримы с таковыми геосинклинальных формаций Формации группы в ряде районов мира содержат промышленные залежи нефти и газа (Скалистые горы Сев Америки, Ферганская впадина, Калифорния и др)

Существуют разные толкования терминов «моласса» и «верхняя молас*

и* Некоторые исследователи верх- lh II молассой называют образования орогенного этапа развития, в отличие от нижней молассы, характери- •уютей позднюю стадию геосинкли- н 1ЛЫЮГ0 развития земной коры. Другие верхнюю и нижнюю молассы оОЫ'Днняют общим термином «мо- лнсса». Однако более общепринято (читать термин «моласса» синонимом лишь термина «верхняя моласса».

ГРУППА ВУЛКАНОГЕННО-МОЛАССОВЫХ ФОРМАЦИЙ — ассоциация вулканогенных и осадочно- вулканогенных формаций, образовавшихся в период общей инверсии геосинклинали синхронно формациям нижней молассы. Вулканические толщи Г. в.-м. ф. непосредственно сменяют во времени толщи андезитовых формаций, часто тяготея к тем же зонам сквозного вулканизма. Отличительной особенностью Г. в.-м. ф является возрастание роли кислого вулканизма, увеличение доли наземных вулканических образований Выделяется два основных типа: вулканогенно-молассовый (с преобладанием осадочных пород) и молассововулканогенный (с преобладанием вулканогенных пород). Г. в.-м. ф. разнообразна по составу: от базальтовых и андезит-базальтовых до дацитовых, дацит-липаритовых и контрастных. Латерально формации этой группы замещаются формациями нижней молассы. Существенно вулканогенные формации тяготеют к поднятиям, а вулканогенно-осадочные— к седловинам, склонам поднятий и депрессий.

ГРУППА ГРАУВАККОВЫХ И ГЛИНИСТЫХ ФОРМАЦИЙ — совокупность осадочных терригенных и кремнисто-терригенных формаций, образовавшихся в среднюю стадию развития геосинклинали. Граувакко- вые, глинистые и промежуточные (граувакково-глинистые, глиписто- граувакковые) формации являются неритмично-слоистым эквивалентом флишевых формаций и чаще всего формируются в морских условиях Однако в краевых частях бассейнов на склонах поднятий и на седловинах граувакковые формации образуются также в паралических, а иногда и континентальных

условиях. В них содержатся прослои и линзы углей и углистых сланцев, и они чаще всего распространены во внутренних зонах геосинклиналей. В ряду формаций данной группы глинистая и кремнистоглинистая характерны для наиболее глубоководных условий. Во внешних зонах геосинклиналей они предшествуют накоплению флишевых формаций. Иногда интенсивное прогибание сопровождается • проявлением вулканизма и образованием формаций, напоминающих раннегеосинкли- нальные кремнисто-вулканогенные.

Более или менее значительные промышленные скопления нефти и газа в формациях этой группы неизвестны. Однако в некоторых районах в формациях группы установлены неф- тепроявления (Буреинский прогиб), газопроявления (Зап. Камчатка). ГРУППА КАРБОНАТНЫХ ФОРМАЦИЙ— широкая совокупность формаций, образованных карбонатными, терригенно-карбонатными, галоген- но-карбонатными толщами. Выделяются две Г. к. ф. — платформенных и геосинклинальных областей. К формациям платформенных областей относятся преимущественно морские толщи, формационный тип которых определяется долей карбонатных пород. Это известняковая, доломитовая, аридная и гумидная терригенно- карбонатная, карбонатно-красноцветная, гипсово-доломитовая, рифовая и др. В геосинклинально-складчатых областях выделяют известняковую, рифовую (барьерных рифов), карбонатно-кремнистую, карбонатно-терригенную, битуминозных известняков и др. В геосинклиналях Г. к. ф образуется преимущественно в среднюю стадию и в конце ранней стадии развития, тяготея географически к районам низких широт. На платформах Г. к. ф. наиболее широко распространена преимущественно в палеозойском разрезе, также в низких широтах. На молодых платформах их роль сравнительно невелика. Породы Г.к. ф. значительное развитие получили в квазигеосинклиналях, где характеризуются типовыми признаками, близкими к признакам пород платформенных карбонатных формаций Карбонатные формации часто содержат промышленные залежи

нефти и газа Полезная емкость в карбонатных породах, как правило, вторична и связана с развитием трещиноватости, кавернозности, с доломитизацией известняков. На платформах в карбонатных формациях встречаются пластовые и массивные залежи нефти и газа Таковы месторождения кембро-ордовика Северо- Американской платформы, пермокарбона Русской платформы В подвижных областях нефтегазоносны карбонатные формации промежуточного комплекса (чехла платформы) в эпиплатформенных межгорных и предгорных впадинах и прогибах Таковы месторождения карбона и перми бассейна Паудер-Ривер, ордовика, девона, карбона и перми бассейнов Биг-Горн, Уинд-Ривер, карбона бассейна Парадокс и т. д. В краевых системах альпийских, мезозойских и палеозойских складчатых областей нефтегазоносны кар- бон и триас Арктической Аляски, кайнозой и мел Месопотамского бассейна и др. Во внутрискладчатых структурах (синклинориях, внутренних впадинах и прогибах) карбонатные и терригенно-карбонатные формации, содержащие промышленные скопления нефти и газа, принадлежат к разновидностям в группе нижнемолассовых формаций. Месторождения нефти, например, известны в карбонатной и терригенно- карбонатной нижней молассе верхнего миоцена бассейнов Сев. Явы, Филиппин, Вогелкоп, Вост. Калимантана Коллекторами нефти и газа могут быть и пласты песчаников в карбонатных и терригенно-карбопат- ных формациях (свита Проб в Месопотамском бассейне и др.).

ГРУППА КРЕМНИСТО-ВУЛКАНИЧЕСКИХ ФОРМАЦИЙ — совокупность формаций, сложенных вулканогенными, кремнистыми, в меньшей степени терригенными и карбонатными породами, образовавшимися в раннюю стадию развития геосинклинали. Г. к.-в. ф. составляют: вулканогенные образования (от основных пород — спилитов, диабазов, базальтов различного петрохимического состава — до самых кислых — кератофиров, кварцевых кератофиров и различных туфов и туффитов), биохимические образования (радиоля-

риты, яшмы, яшмокварциты, кремнистые сланцы и др. кремнистые породы, рифовые, биогермные и пелитоморфные известняки), осадочные терригенные отложения с преобладанием тонкообломочных пород (аргиллитов, сланцев, алевролитов) Для Г. к.-в. ф. типично развитие метаморфических и метаморфизованных пород, среди которых особенно характерны зеленые сланцы, в меньшей степени голубые сланцы. Для наиболее глубоководных условий бассейнов с корой океанического типа характерны спилит-диабазовая и диабазово-кремнистая формации. Породы первой накапливались в пределах вулканических и вулкано-тектонических поднятий, вулкано-тектонических депрессий и в котловинах, а второй — в глубоких тектонических погружениях. Породы порфиритовых и спилит-кер атофировых формаций образовались в наиболее устойчивых зонах геосинклинальной системы — в краевых и внутренних поднятиях и срединных массивах. Породы терригенно-вулканогенных формаций накапливались в тектонических прогибах, на склонах поднятий и в седловинах.

Для конца ранней стадии развития геосинклинали типично распространение андезит-базальтовых формаций Спилит-диабазовая и диабазово-кремнистая формации в сочетании с габбро и ультрамафитами выступают как наиболее надежный показатель регенерации геосинкли- нального режима и потому являются опорными в формационном анализе. Другие формации Г. к.-в ф. опознаются по латеральным и вертикальным связям с опорными формациями или путем анализа всего формационного ряда. Спилит-диабазовую и диабазово-кремнистую формации с ультрамафитами и габбро нередко объединяют в офиолитовую формацию. Породы Г. к.-в. ф. не содержат эффективной поровой емкости из-за сильной складчатости, высокой плотности и метаморфизма, поэтому не принимаются в расчет при прогнозе промышленных залежей нефти и газа.

ГРУППА НИЖНЕМОЛАССОВЫХ ФОРМАЦИЙ (шлировых)—ассО’ циация осадочных формаций, обрат

нт шшнхся в период общей инвер- nin |сосппклинали. В литологиче- 11 ом составе пород Г. н. ф. преобла- инг терригенные отложения всех I р । нулометрических классов — от I ишломератов до пелитов. Значи- и паюс распространение могут иметь ПМ лигниты, диатомиты, опоки, 1|нм1шстые аргиллиты, соли. Пестро- I । фаций (от морских до континен- III п.ных)—важный отличительный иришак Г. н. ф. В период общей ин- m реви уменьшается площадь седи- Mi шационных бассейнов, возрастает и ющадь поднятий и количество по- (тупающего обломочного материала п единицу времени, что определяет пысокую степень компенсированно- (I и прогибания осадконакоплением. 11ороды Г. н. ф. накапливаются преимущественно в отрицательных струк- I урах — в краевых и внутренних прогибах и впадинах, во многих синклинориях.

В Г. н. ф. выделяются разнообразные формации: от грубообломочных (конгломератовая, песчаниковая) до юнкообломочных (пелитолитовая, кремнисто-пелитолитовая), угленосные и неуглепосные, терригенно-кар- боиатные и карбонатные, иногда галогенные. Встречаются и формации ритмично-слоистого строения с пачками флишевого типа. В районах активного вулканизма формации этой группы замещаются по простиранию осадочно-вулканогенными и вулканогенными толщами вулканогенно-молассовых формаций. Породы Г. н. ф. и структурные формы, с которыми они связаны, имеют исключительно важное значение как объекты скоплений многочисленных и нередко богатых месторождений нефти и газа. Наиболее хорошо известны внутренние и краевые впадины и прогибы Юж. Америки (Маракайбо, Орипокский и др.), Карпат, Предкавказья. Китая, синклинорные прогибы Калифорнии, Юго-Вост. Азии, Сахалина.

В качестве синонима термина «Г. н. ф.» иногда используется термин «нижняя моласса», которым обозначают также и любую отдельную формацию группы, без уточнения ее типа (см. группа верхнемолассовых формаций).

ГРУППА ПЛАТОБАЗАЛЬТОВЫХ ФОРМАЦИЙ — ассоциация вулканогенных эффузивных формаций, характеризующая заключительную фазу магматизма горноскладчатого сооружения. В составе формаций этой группы преобладают базальты и андезито-базальты, значительно реже встречаются андезиты и очень редко — дациты и липариты. Выделяется несколько формаций (платобазальтовые или платоандезит-ба- зальтовые) с преобладанием эффу- зивов или туфов. Формации группы образуют покровные комплексы, несогласно перекрывающие более древние породы. Формирование платобазальтовых формаций связано с глубокими расколами sh поступлением мантийной магмы в земную кору, утерявшую все основные свойства геосинклинального и постгеосинкли- нального режимов (мобильность, пластичность субстрата, высокие температуры в пределах земной коры). ГРУППА ПОРФИРОВЫХ ФОРМАЦИЙ— ассоциация вулканогенных и осадочно-вулканогенных формаций, связанных с проявлением субсеквент- ного вулканизма в ранние периоды орогенного этапа развития земной коры. По времени образования Г. п. ф. синхронна группе формаций верхней молассы. Наиболее типичные признаки Г. п. ф.: контрастный состав вулканических пород со значительной долей кислых вулканитов и туфов; наземно-вулканические условия образования; несогласное залегание на складчатом геосинклиналыюм комплексе, в том числе на формациях группы нижней молассы; латеральные переходы к формациям верхней молассы. В Г. п. ф. выделяют существенно вулканогенные формации преимущественно эффузивные или преимущественно пирокластические различного состава (от базальтовых и андезит-базальтовых до контрастных и липаритовых) и осадочно-вулканогенные формации. Вулканогенные формации чаще тяготеют к поднятиям, реже образуют отдельные вулканические постройки в крупных депрессиях. Породы осадочно-вулканогенных формаций накапливаются в переходной зоне между областями образования вулканогенных формаций и терригенных

толщ верхней молассы. Г. п. ф. часто локализуются в широкие и протяженные зоны. В районах длительного сквозного вулканизма Г. п. ф. могут непосредственно во времени сменять вулканогенно-молассовые формации, составляя с ними единый комплекс (Срединный хребет Камчатки). Г. п. ф. тесно ассоциирует с орогенными гранитоидными интрузиями.

ГРУППА УГЛЕФИКАЦИИ — см. углефикация.

ГРУППА ФЛИШЕВЫХ ФОРМАЦИЙ— ассоциация терригенных, карбонатно-терригенных, туфогеннотерригенных формаций, образующихся в среднюю стадию развития геосинклинали, характеризующихся наличием в них значительного числа пачек правильного ритмичного чередования песчаников, алевролитов и аргиллитов (реже карбонатов) и специфическими текстурными особенностями (косая слоистость, гие- роглифы, фукоиды). Понятием «флиш> обозначаются ритмично-слоистые пачки и серии, имеющие сантиметровые или дециметровые ритмы. Флишевые формации и их группы объединяют флиш и пачки неритмично построенных пластов. Наиболее распространены две разновидности флишевых формаций: терригенные, тяготеющие к средним и высоким широтам, и терригенно-карбо- натные, образующиеся преимущественно в районах низких широт. В Тихоокеанском подвижном поясе встречаются также туфогенно-терри- генные флишевые формации. Породы Г. ф. ф. образуются в различных условиях в зависимости от положения в системе прогиб (глубоководный желоб)—кордильера (островная дуга): от глубоководных (глинистый или черный флиш, флишоид, криптофлиш) до мелководных (песчаники и конгломерато-песчаники грубого или дикого флиша). Существует несколько объяснений флишевой ритмичности. Наиболее удовлетворительно объясняет се гипотеза мутьевых потоков. Образование устойчивых во времени мутьевых потоков различной плотности, являющихся главными агентами переноса, отложения и переотложения обломочного материала, характерно для

областей контрастного подводного рельефа и поддерживается длительной и постоянной повышенной сейсмической активностью. Такие условия могут существовать в зонах глубинных разломов, разграничивающих структурные элементы разных знаков, на всех стадиях геосинклиналь- ного этапа развития земной коры. Но наиболее благоприятные условия для накопления пород Г. ф. ф. возникают, как правило, в период формирования регрессивной части седиментационного цикла в среднюю стадию развития геосинклинали в эпоху распространения контрастных линейных структурных форм. Флишегенные прогибы тяготеют к фронтальным зонам геосинклиналей. Типичные флишевые формации образуются непосредственно перед формированием нижней молассы. Породы Г. ф. ф. относительно редко нефтегазоносны (промышленные скопления УВ существуют, например, в Карпатах) и крупных месторождений не содержат.

ГРУППА ФОРМАЦИЙ (надформация)— совокупность формаций, объединенных по сходным признакам. Выделяют Г. ф. по типу режима и строения земной коры — геосинкли- нальные, платформенные, переходные; по климатическому признаку — гумидных, аридных, тропических зон; по палеогеографическим и фациальным признакам — морских, паралических и континентальных зон; По литолого-петрографическому составу пород — терригенные, вулканогенные, карбонатные, кремнистовулканогенные и др.

ГРУППИРОВАНИЕ В СЕЙСМО- РАЗ В ЕД КЕ — технологический прием производства полевых сейсмических работ, основанный на группировании приемников и (или) источников возбуждения с целью образования интерференционных систем (при возбуждении упругих колебаний и их приеме), направленных на разделение полезных воли и волн- помех и усиление полезных сигналов. Для современной сейсморазведки характерно использование массового группирования. Причем группирование приемников предпочтительнее, так как оно позволяет решать те же задачи, что и группиро-

h iiiiio источников, по осуществляется • меньшими затратами усилий и 4 рсдс) в и с наименьшим ущербом I hi окружающей среды. В трудных । < йсмогсологических условиях целе- сообразио сочетание групп приемни- I оп и источников.

По форме и расположению отно- ипслыю профиля наблюдения различают линейные и площадные группы, Линейные группы могут быть продольными и поперечными. Основное назначение продольных групп состоит в подавлении регулярных поли-помех, образующихся в приповерхностной зоне. Поперечные группы подавляют боковые волны-помехи, возникающие при отражении прямых волн от локальных неоднородностей: резких форм рельефа земной поверхности и зоны малых скоростей, линз вечной мерзлоты, неровностей морского дна, а также от глубинных крутых отражающих поверхностей — зон разрывных нарушений, соляных куполов, диапиров, расположенных в стороне от профиля. Особым видом линейных групп является вертикальная группа в скважине или в толще воды. Назначение площадных групп состоит в подавлении волн, приходящих вне вертикальной плоскости профиля наблюдения, а также в максимальной реализации статистического эффекта группирования — выделения полезных сигналов на фоне случайных помех. ГРЭЕМИТЫ — твердые, хрупкие битумы буровато-черного цвета, обычно полуматовые, иногда с тусклым блеском. Пл. 1,15—1,20. Плавятся при 180—300 °C с разложением (вспучиванием). Выход беззольного кокса 38—55 %. Специфично пониженное содержание водорода (обычно 7—7,5 %). В групповом составе преобладают асфальтены, иногда присутствует до 10—15 % карбои- дов. Образование Г. в подавляющем большинстве случаев связано с гипергенными процессами. В отличие от гильсонитов, имеющих ту же генетическую природу, Г. образуются преимущественно за счет цикланоалкановых и циклановых нефтей. Термин Г. есть классификационное обозначение одного из двух подклассов класса асфальтитов (см классификация природных битумовУ

ГРЯДА — линейная положительная структура надрегионалыюго порядка, выделяемая в платформенных областях. Ее длина 600—1500 км, ширина 50—600 км, площадь (1 4- 4-8)-105 км2. Соотношение осей более чем 3:1. Все известные Г. фактически являются обращенными (инверсированными) авлакогенами. В геоморфологии Г. называют вытянутую возвышенность или цепочку возвышенностей различного размера и генезиса.

ГУАНГОУ СВИТА — распространена в Центральном бассейне (Зап. Китай). Представлена серовато-желтыми и коричневыми песчанистыми глинами, алевролитами и разнозернистыми песчаниками, которые вверх по разрезу замещаются конгломератами. В центральной части бассейна пласты гипсов и каменной соли. Мощн. от 600—800 до 3000 м. Относится к плиоцену. Промышленно газоносна, содержит залежи нефти. ГУАНСИ-ГУЙЧЖОУСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — расположена в южной части Центрального Китая на территории провинции Гуйчжоу и Гуанси-Чжуан- ского автономного района. Промышленная нефтегазоносность установлена в 1959 г. Представляет собой синеклизу, обрамленную древними глыбовыми горами; горы Лоушань отделяют ее на севере от Сычуаньского НГБ. Размеры синеклизы составляют 625 X 400 км, площадь 250 тыс. км2. Она выполнена отложениями палеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста с общей макс. мощн. до 10 км. Средняя часть бассейна осложнена крупным поднятием, где отложения пермского и триасового возраста залегают непосредственно на кембрийских и более древних породах Система линейных узких складок, сложенных породами палеозойского возраста, протягивается вдоль сев.-зап. и зап. частей бассейна. В юж. его части развит глубокий прогиб, бортовые части которого осложнены серией брахиантиклиналей, группирующихся на западе в валы. В пределах бассейна открыто более десятка нефтяных месторождений. Нефтеносность связана с отложениями пермского и триасового возраста;

установлена нефтеносность девонских отложений.

ГУАЯКИЛЬ-ПРОГРЕССО НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена на территории Эквадора (провинция Гуаяс) и Перу (департамент Тумбес), занимает одноименный залив и прилегающую низменность. Промышленная нефтегазоносность установлена в 1896 г. НГО связана с межгорной впадиной на срединном массиве (межскладчатый бассейн). На востоке НГО ограничена Зап. Кордильерой, на севере граничит с бассейном Атрато, на юге — с Притихоокеанским НГБ, на западе открывается в Тихий океан. Имеет довольно сложную конфигурацию; при средней ширине 150 и длине 500 км площадь НГО составляет 33,8 тыс. км2, а объем осадочного выполнения — 169 тыс. км3. На дислоцированных и метаморфизованных образованиях каменноугольно- юрского возраста, представленных доломитами, диабазами, дацитами, сланцами, песчаниками, аргиллитами, кварцитами и гранитами, с перерывом и угловым несогласием залегают отложения мела — антропогена. Максимальные мощности палеозоя, мезозоя и кайнозоя составляют соответственно 1350, 2000 и 15 500 м. Мезозойско-кайнозойский разрез представлен песчано-глинистыми отложениями с рифовыми известняками нижнего мела, песчано-глинистыми породами верхнего мела, конгломерато-песчано-глинистыми — палеоцена, преимущественно глинистыми— эоцена и олигоцена, песчано-глинистыми — неогена. В этом разрезе выделяются нижнемеловой, верхнемеловой, палеоценовый, эоценовый, олигоценовый и миоценовый оценочные литолого-стратиграфические комплексы.

Установленная нефтегазоносность связана с отложениями палеозоя (кварц^ы карбона на месторождении Лабреа-Паринас), мела, палеогена и неогена. Установленные продуктивные горизонты залегают на глубинах 150—3200 м. Открыто более 60 месторождений преимущественно с залежами пластовыми сводовыми, тектонически и литологически экранированными. Самое крупное нефтяное месторождение

Лабреа-Паринас (1896 г.), газовое— Амистад (1970 г., в заливе Гуаякиль, в 40 км от берега, глубина моря 40 м), средние месторождения: Анкон (нефтяное, 1913 г.), Гумбольдт (нефтяное, 1960 г.) и др. Основные нефтепоисковые работы связаны с шельфом.

ГУБКИНСКОЕ ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено на севере Тюменской области, в среднем течении р. Пур. Месторождение открыто в 1965 г. Приурочено к меридиональному локальному поднятию на вост, склоне Северного свода. Размеры поднятия по кровле сеномана 64X14 км, амплитуда 115 м. Скважинами на месторождении вскрыт разрез юрских, меловых, палеогеновых и четвертичных отложений Общая мощность осадочного чехла предполагается равной 3500— 4000 м. На месторождении открыты одна газовая залежь в сеноманских отложениях, одна нефтяная в нижнемеловых, вторая — в юрских отложениях. Газовая залежь в сеноманских отложениях (покурская свита) приурочена к горизонту на глубинах 670—820 м. Коллекторами газа являются песчано-алевролитовые породы. Покрышкой служит глинистая толща турон-палеогеновых отложений мощн. до 820 м. Открытая пористость песчаников 25—35 %, проницаемость до 0,700 мкм2. Абсолютно свободные дебиты газа составляют от 160 тыс. до 8 млн. м3/сут (преобладающие дебиты 3—5 млн. м3/сут). Залежь массивная, водоплавающая. Газ метановый. Содержание (среднее) метана 98,4 %, тяжелых углеводородов до 0,16 %, плотность газа по воздуху 0,564. Нефтяная залежь в нижнемеловых отложениях ^приурочена к верхней, опесчаненной части мегионской свиты (валанжин). Продуктивный пласт представлен мелкозернистыми песчаниками с линзовидными прослоями глин. К своду структуры он замещается глинами, образует ловушку литологического типа на вост, склоне. Дебит нефти получен только в одной скважине и составляет при переливе 3,0 м3/сут при дебите газа 27,5 тыс. м3/сут. Начальное пластовое давление 22,6 МПа, пластовая температура 77 °C. Залежь пластовая, литологиче-

ски ограниченная. Нефтяная залежь в юрских отложениях приурочена к васюганской свите верхней юры. Покрышкой служат глинистые породы баженовской (верхняя юра) и низов мегионской свиты (берриас) общ. мощи, до 50 м. Дебит нефти составляет 232,7 м3/сут через 16-мил- лиметровый штуцер. Газовый фактор равен 220—230 м3/м3 по глубинным пробам. Начальное пластовое давление составляет 37,64 МПа и превышает гидростатическое на 8,6 МПа (коэффициент аномальности 1,3). Высота залежи 64 м. Залежь пластовая с возможными литологическими ограничениями, с коллекторами порового и, возможно, трещинного типа.

ГУМИНОКЕРИТЫ — землистые образования от плотных до рыхлых бурого и желто-бурого, реже черного цвета, практически не растворимые в органических растворителях. Г.— продукты глубокого выветривания асфальтовых битумов. Характеризуются резкой обогащенностью кислородом (более 20 %) и обедненпо- стью водородом (4—6,5 %).

ГУМИНЫ— фракция гуминовых веществ, не извлекаемая водным раствором щелочи. Углеродный скелет Г. представляет собой главным образом ароматические циклы с короткими боковыми цепями. По элементному составу Г. отличается от фракции гуминовых кислот более высоким содержанием углерода. Количество функциональных групп (карбоксила, метоксила и др.) в Г. меньше, чем в гуминовых кислотах. Г. частично образуются непосредственно из первичных продуктов биохимического разложения богатых лиг- нино-целлюлозным материалом остатков высших растений. Источником другой части Г. являются гуминовые кислоты, которые в процессе углефикации подвергаются декарбоксилированию, дегидратации и конденсации и в результате к началу длиннопламенной стадии катагенеза полностью переходят в нерастворимое (в водных щелочах) состояние.

ГУМИТО-САПРОПЕЛИТ — ископаемое органическое вещество, образовавшееся преимущественно из остатков растений. В рассеянных фор

мах состоит из бесструктурных микрокомпонентов группы альгинита и сорбомикстинита (50—75 %) и групп витринита, фюзинита и лейптинита (25—50 %). Г.-с. является одной из главных составляющих РОВ нефте- газоматерииских пород.

ГУМИТЫ—1. Рассеянное органическое вещество континентальных отложений, образовавшееся главным образом за счет остатков высших растений, состоящее преимущественно из микрокомпонентов групп витринита, фюзинита и сорбомикстинита. 2. Подгруппа углей группы гумолитов.

ГУМИФИКАЦИЯ — процесс микробиологического разложения растительных остатков во влажной среде и при затрудненном доступе кислорода. Г. приводит к образованию гумуса. Благоприятные для Г. факторы: щелочная среда, наличие в ней азотсодержащих соединений и оптимальная для жизнедеятельности микроорганизмов температура.

ГУМОИДЫ —см вещество гумоид- ное.

ГУМОЛИТ — уголь, образовавшийся из остатков высших растений Г. делится на следующие классы* ге- литолиты (образуются в сильно обводненных топяных болотах низинного типа), фюзиниты (образующиеся в сухих лесных болотах или заболоченных лесах), микстогумолиты и липоидолиты (образуются в проточных и пойменных болотах).

ГУСТОТА МЕГАТРЕЩИН '(плотность) — см. мегатрещиноватость.

ГУСТОТА ТРЕЩИН (линейная плотность трещин) — количество субпараллельных трещин, приходящихся на единицу длины перпендикуляра к их плоскостям.

ДАВЛЕНИЕ БУФЕРНОЕ — давле пне на устье скважины, измеренное в эксплуатационной колонне или в насосно-компрессорных трубах в

шарообразном утолщении устьевой арматуры— буфере, служащем для гашения пульсаций давления. Различают Д. б. динамическое, определенное при фонтанировании скважины нефтью, газом или водой, и Д. б статическое, измеренное па неработающей скважине

ДАВЛЕНИЕ ГЕОСТАТИЧЕСКОЕ— вес столба горных пород над рассматриваемой точкой пласта Используется в инженерных расчетах как косвенная мера напряженного состояния пород. Истинное напряжение в материале минерального скелета (за исключением молодых пластичных глин и солей в состоянии механического покоя) кроме Д. г. зависит от формы зерен, их относительного расположения, давления флюида в порах и от геоди- намических напряжений

ДАВЛЕНИЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ — давление в неподвижной жидкости, оказываемое весом ее столба высотой от точки измерения до поверхности жидкости. В скважине Д. г. определяется весом столба жидкости в ее стволе Для пласта Д. г. может быть вычислено как вес столба подземного флюида высотой от места измерения до зеркала грунтовых вод, приходящийся па единицу площади. Д. г. не определяет полностью пластового давления, хотя в платформенных районах со слабо расчлененным рельефом и малыми скоростями движения подземных вод может быть близким к нему. Отношение пластового давления к Д. г. некоторые исследователи называют коэффициентом негидро- статичности. Существует также понятие условного Д. г., которое равно весу столба пресной воды с плотностью 1 г/см3 высотой от данной точки пласта до земной поверхности ДАВЛЕНИЕ ГОРНОЕ — давление, под которым находится горная порода или стенки горной выработки в какой-либо точке литосферы Земли Д г. подразделяется на геоста- тическое давление, обусловленное весом столба горных пород, и гео- динамическое, вызванное формированием тектонических дислокаций (складчатых и разрывных), внедрением магматических тел, региональным метаморфизмом и т д.

ДАВЛЕНИЕ ЗАБОЙНОЕ — давление пластового флюида на забое скважины. В нефтегазопромысловой практике систематическая регистрация Д з. и его направленное изменение в работающих скважинах являются основным средством контроля и регулирования эксплуатации отдельных скважин и всей залежи Измеряется с помощью глубинного манометра или вычислением веса столба флюида в стволе скважины (плюс давление на устье, если уровень флюида устанавливается выше устья). Чем больше Д з отличается от пластового давления, тем интенсивнее обмен жидкостью между пластом и скважиной. В условиях фонтанирующей скважины Д. з. регулируют с помощью специальных калиброванных штуцеров па устье скважины, изменяющих ее дебит. При насосной добыче нефти Д з. определяется положением уровня пластовой жидкости в стволе скважины ДАВЛЕНИЕ ЗАТРУБНОЕ — давление в кольцевом пространстве между эксплуатационными трубами и обсадной колонной, измеряемое на устье скважины. На закрытой скважине по разности Д. з. и давления на устье эксплуатационных труб можно судить о характере заполнения межтрубного пространства (глинистый раствор, вода, нефть, газ или их совместное нахождение). При одинаковых заполнителях эксплуатационных труб и затрубного пространства разность давлений должна- отсутствовать На фонтанирующей (работающей) скважине по колебаниям Д з. судят о колебаниях давления пластового. Однако это возможно лишь в том случае, если в процессе работы соотношение нефти и газа в заполнении межтрубного пространства не изменяется (не происходит накопления газа). Поэтому при гидродинамических исследованиях пласта с использованием измерений Д. з необходимо, чтобы затрубное пространство было заполнено чистой пластовой жидкостью (нефтью, водой), а весь накапливающийся газ должен удаляться («стравливаться»).

ДАВЛЕНИЕ ИЗБЫТОЧНОЕ — давление, избыточное по отношению к значению другого давления, вы-

?ис- Д' 1* К определению избыточного давления^?ис- Д' 1* К определению избыточного давления^бранного для сравнения. Любое давление, измеренное на устье скважины, является избыточным по отношению к 'атмосферному, принимаемому условно равным 0,1 МПа. В любой нефтяной или газовой залежи выше жидкостного контакта существует Д. и., поскольку плотности нефти и газа меньше, чем плотность воды, и давление в зале- жи убывает вверх от ВНК или ГВК Медленнее, чем в воде. Давление в каждой точке нефтяной или газовой далежц всегда является избыточным по отношению к тому гидростатическому давлению, которое было бы в данной точке при заполнении всей ловушки водой, и часто является избыточным по отношению к нормальному гидростатическому. Значение Д. и. в залежах тем больше, ч£м выше по вертикали над контактом расположена рассматривае- ^мая точка, т. е. Д. и. прямо пропорционально связано с высотой зале- 'жи. Кроме того, оно зависит от "плотности УВ-флюида залежи в пластовых условиях.

?ис- Д' 1* К определению избыточного давления^

?ис- Д' 1* К определению избыточного давления^

В большинстве случаев, когда высотная отметка пьезометрического уровня краевой или подошвенной Водц выше отметки наиболее высокой точки залежи, Д. и. pw^ (105 Па) может быть рассчитано по следующим формулам:

в любой данной точке нефтяной или газовой (газоконденсатной) залежи

р«зб = л(У.-Уя(Г))/Ю:

в любой точке газовой шапки Ризб = [Аж (Yb — Yaf + Аг (Yb — Yr)l/10, где h— высота точки измерения над отметкой жидкостного контакта, м; А* — высота нефтяной залежи (оторочки), м; Нт — высота точки измерения над разделом газ — нефть, м; Y*, Y*> Yr ” удельный вес * соответственно воды, нефти и газа в пластовых условиях (рис. Д.1).

Измерения Д. и. используются для оценки пластового давления, а расчеты Д. и. в залежи позволяют подбирать параметры промывочной жидкости при вскрытии залежи.

ДАВЛЕНИЕ КАПИЛЛЯРНОЕ— разность давления, существующая в капиллярном канале по обе стороны кривой контактной поверхности (мениска), разделяющей жидкость и газ или две жидкости с разным поверхностным натяжением. Кривизна контактной поверхности обусловлена разной степенью смачиваемости горной породы жидкостью и газом или двумя соприкасающимися жидкостями. Значение Д. к. рк зависит от межфазного натяжения о на поверхности контакта и от степени кривизны г этой поверхности:

Рк-аО/п + Уп),

где г^ и г2— радиусы кривизны контактной поверхности в двух взаимно перпендикулярных плоскостях.

В цилиндрическом канале рк = = ЗДг\ в трещине с раскрытостью b давление рк = 2а1Ъ. Для того чтобы

в канале, целиком заполненном жидкостью (газом), началось вытеснение жидкости газом или другой жидкостью, необходимо к его концу приложить избыточное давление, равное Д. к. для данного канала. Это давление называется давлением вытеснения (прорыва, внедрения). В породах, как правило, имеются каналы различного диаметра. Давление вытеснения в них соответствует Д. к. в наиболее крупных каналах.

ДАВЛЕНИЕ КРИТИЧЕСКОЕ —см. состояние вещества критическое.

ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ — максимальное давление, при котором в процессе изотермического расширения нефти или пластовой воды начинается выделение сорбированного ими газа. Д. н. равно сумме парциальных давлений сорбированных газовых компонентов; зависит от температуры, состава и свойств сорбента и не может быть больше пластового давления. Нефти и пластовые воды с Д. н., равным пластовому, называются насыщенными. Разница между Д. н. и пластовым давлением в пределах одной залежи может меняться и достигать десятков МПа. Эта разница используется для определения времени формирования залежей нефти (см. возраст залежей). Однако достоверность этого метода пока не обоснована. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.

ДАВЛЕНИЕ НА УСТЬЕ — избыточное давление, которое возникает на устье скважины в случае пересечения ею горизонта с пластовым давлением, превышающим давление столба жидкости в скважине. Фиксируется манометром, установленным на устье эксплуатационных или об- садных труб. Зависит от пластового давления, режима работы скважины и веса столба жидкости (газа). При закрытой (герметизированной) скважине численно равно разности пластового давления и давления столба жидкости (газа) высотой от устья скважины до вскрытого горизонта.

Различают Д. н у. статическое — на полностью герметизированном устье скважины и Д. н. у. динамическое (рабочее) — при эксплуатации скважины. Статическое и динамиче-

ское Д. н у. может быть измерено в эксплуатационной колонне и в межтрубном (затрубном) пространстве. Динамическое давление на устье эксплуатационных труб называется буферным давлением, а статическое и динамическое давление в межтрубном пространстве — затрубным. Д. н. у. в эксплуатационных трубах и затрубном пространстве, как правило, различаются.

ДАВЛЕНИЕ ОСМОТИЧЕСКОЕ — давление, оказываемое совокупностью молекул растворенного вещества в объеме раствора. Д. о. аналогично давлению парциальному каждого из компонентов газовой смеси. Из-за наличия у растворителя огромного внутреннего давления, вызванного поверхностным натяжением, непосредственное наблюдение Д. о. невозможно. Для его обнаружения (измерения) используются полупроницаемые мембраны — перегородки, пропускающие молекулы растворителя и не пропускающие молекулы растворенного вещества. В нефтегазоносных бассейнах полупроницаемостью могут обладать только глины, не потерявшие коллоидности. Их поровые просветы полностью перекрыты физически сорбированной (связанной) водой. Поэтому через глины диффундирует практически только вода, а для растворенных веществ они непроницаемы. В замкнутом в глине объеме минерализованной воды при меньшей минерализации окружающих вод возникнет Д. о.

Однако минерализация вод среди глинистых пород обычно меньше, чем в окружающих породах, диффузионный осмотический поток направлен в^ другую сторону, в горных породах есть фильтрационно проводящие трещины и объемы с более минерализованными водами не являются замкнутыми. По этим причинам осмотически возникающие давления в природе практически не встречаются. Вместе с тем нельзя исключить возможность возникновения Д. о. и участия его в первичной миграции УВ, когда в период генерации УВ в глинистых породах резко повышается их концентрация в воде.

ДАВЛЕНИЕ ПАРЦИАЛЬНОЕ (упругость) —давление, создаваемое каждым отдельным компонентом газовой смеси. Общее давление смеси равно сумме парциальных давлений всех ее компонентов. Д. п. отдельных компонентов в газовых залежах равно произведению их мольных долей в составе газа на значение пластового давления.

ДАВЛЕНИЕ ПЛАСТОВОЕ — давление, под которым находятся жидкости и газ в пласте. Его значение характеризует степень упругого сжатия флюида и упругого обжима им скелета горной породы. Различают статическое (или начальное) и динамическое (или текущее) Д. п. Статическое Д. п. — естественное давление, не нарушенное извлечением из пласта или закачкой в него флюида Оно изменяется под влиянием геологических процессов, зависит от глубины залегания пласта и обычно в платформенных условиях близко к гидростатическому давлению. В случаях отличия статического Д. п. от гидростатического более чем на ±10—30 % (по разным авторам) различают аномально высокое и аномально низкое Д. п. Динамическое Д. п. может быть пониженным по сравнению со статическим — при откачке жидкости из скважины и повышенным — при нагнетании в скважину.

При сравнении Д. п. в разных точках пласта различают Д. п. измеренное и приведенное. Д. п. приведенное отличается от измеренного на расчетную поправку, учитывающую разность глубин измерения давления в разных скважинах и изменение плотности пластовых флюидов Непосредственные измерения Д. п осуществляются в скважинах глубинными манометрами разных конструкций. Д. п. может быть рассчитано по давлению на устье (в фонтанирующей скважине) или положению уровня жидкости (в нефонтанирующей скважине) и весу флюида, заполняющего ствол скважины. ДАВЛЕНИЕ ПРОРЫВА — минимальный перепад давления, который необходим для преодоления капиллярных сил в самых крупных порах водонасыщенной породы-покрышки при внедрении в нее нефти или газа

из коллектора. Естественно, что чем выше Д. п. породы-покрышки, тем лучше ее экранирующие свойства, т. е. тем большее избыточное давление УВ в залежи она может выдержать. Методика определения Д. п. заключается в том, что воду, насыщающую поры цилиндрического образца, вытесняют газом, постепенно повышая его давление. Момент прорыва фиксируется по появлению пузырьков газа на выходном торце образца. Д. п. р вычисляют по формуле:

р=[»/(/!)] (р//р)1/2,

где о — поверхностное натяжение на границе газ — вода; / — длина образца; £ — коэффициент формы пор, 6 «1,4; р— давление, при котором появляются пузырьки газа; р, — вязкость воды, / — время наблюдения.

Д. п. покрышек меняется в широких пределах и может достигать 10 МПа и выше.

ДАГИНСКАЯ СВИТА —распространена на Сев. Сахалине. Представлена в нижней части песчаниками с прослоями глин, линзами конгломератов и гравелитов (600 м), в средней части — глинисто-алевритовыми и песчаными породами с пластами углей (700 м), в верхней — песчаниками с морской фауной (300 м). Общ. мощн. более 1500 м. Охарактеризована моллюсками и форамипи- ферами, спорово-пыльцевыми комплексами. Возраст средний миоцен. Промышленно нефтегазоносна.

ДАЕХУРИИНСКАЯ СВИТА —распространена на Сев. Сахалине. Представлена кремнистыми глинистоалевритовыми породами и песчаниками с редкими прослоями конгломератов и килов. Мощн. 750 м. Фауна моллюсков и фораминифер. Возраст миоцен

ДАКОТА ФОРМАЦИЯ (группа, свита) — распространена в штатах Вайоминг, Юта, Колорадо, Ныо- Мексико, Аризона, Небраска (США). Представлена песками и песчаниками, иногда с включениями углистых сланцев. Мощн. от 12—18 до 70 м. Относится к основанию верхнего мела. Промышленно нефтеносна в бассейнах Биг-Горн, Паудер-Ривер, Уинд-Ривер, Грин-Ривер, Ханта-Ла- рамитском, Делавер, Сан-Хуан и др.

ДАММАМ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в Саудовской Аравии на берегу Персидского залива* в пределах Центральноара- вийской гемиантеклизы, к востоку от месторождений Катиф и Абкаик. Приурочено к пологому куполовидному поднятию 12X8 км Открыто в 1938 г. Как и на месторождении Гавар, запасы приурочены к известнякам свиты Араб (горизонты А, В, С, D) позднеюрского возраста, имеющим сходные эффективные мощности и коллекторские свойства и залегающим на глубинах 1400—1600 м. Залежи сводовые массивные. Нач. извл. запасы нефти 742 млн. т, растворенного газа 74 млрд. м^. Пл. нефти 0,845—0,850. В последние годы запасы месторождения пересмотрены в сторону резкого их снижения (до 150 млн. т).

ДАМПЬЕР НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — расположена в пре- делах сев.-зап. шельфа Австралии. Начало освоения относится к 1968 г., когда здесь было открыто нефтяное месторождение Лежандр. НГП приурочена к синеклизе, осложненной грабенами. Выделяются: нижний этаж, сложенный мезозойскими породами, сильно .нарушенный ступенчатыми сбросами, и верхний, сложенный кайнозойскими породами, практически лишенный разрывов* Синеклиза вытянута в направлении СВ —ЮЗ; размеры ее 700X270 км, площадь 150 тыс. км2, объем осадочного выполнения 600 тыс. км3. С ней связан один из наиболее крупных НРБ перикоптинентального прогиба сев.-зап. шельфа Австралии.

С северо-востока и юго-востока провинция ограничена межбассейновыми поднятиями Норс-Тэртл и Рэнкин-Престон, отделяющими ее соответственно от потенциального НРБ Кэннинг на севере и НРБ Карнарвон на юге. Докембрийский блок Пилбара (сев. часть Зап.-Австралий- иггт 1Уита) является ограничением НГП Дампьер со стороны континента на юго-востоке; на северо-западе она ограничена талассократоном Индийского океана. Макс, глубина залегания фундамента 6 км

Между отложениями кайнозоя и мезозоя, мезозоя и палеозоя наблюдаются перерывы в осадконакопле

нии Кроме того, перерывы отмечены между отложениями триаса и юры, юры* и мела Макс, мощность пород кайнозоя (известняки, пески, глины, песчаники, алевролиты) более 1500 м; мезозоя (песчаники, известняки, аргиллиты, алевролиты) — до 7800 м; палеозоя (вулканогенно- осадочные породы) — до 2000 м В пределах НГП открыто 6 нефтяных и 5 газовых месторождений, приуроченных к поднятию (платформе) Рэнкин (зона пологого вала и одиночные месторождения). Месторождения связаны с пологими бра- хиантиклиналями; нефтегазоносной является продуктивная толща верхнего триаса — верхнего мела — палеоцена (песчаники Мангару, Ту- лонга, известняки Кардибиа).

Месторождения в основном многопластовые, залежи пластовые сводовые; глубины залегания 2440— 3550 м. Разведанные запасы газа 600 млрд, м3, нефти 30 млн. т. Наиболее крупными являются конденсатногазовые месторождения Норт- Рэнкин (150 млрд, м3), Гудвин (140) и Эйнджен (69). Некоторые исследователи объединяют НГП Дампьер и НГО Карнарвон в единую НГП ДАНКОВО-ЛЕБЕДЯНСКИЕ СЛОИ (горизонт)—распространены на Русской платформе. Представлены известняками и доломитами с прослоями мергелей, глин и песчаников. В центральной и вост, частях региона преобладают доломиты с прослоями гипсов и ангидритов. В зап части Русской платформы сложены карбонатно-соленосной толщей. Мощи, от 60—200 до 400 м, в Припятском прогибе более 500 м. Охарактеризованы, главным образом в нижней части разреза, брахиопода- ми. Возраст поздний девон (фамен). Промышленно нефтегазоносны в Белоруссии, Татарии, Башкирии, в Куйбышевской и Саратовской обла-

ДАЦИН НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ (Дацзин)—находится на северо-востоке Китая в центральной части впадины Сунляо. Приурочено к крупному валу, включающему группу сливающихся друг с другом залежей на общей площади (50 -т- — 75) X (20 4- 25) км. Открыто в 1959 г. На месторождении вскрыто

22 продуктивных горизонта в нижнемеловых озерных пресноводных песчаниках, залегающих на глубинах 250—2500 м. Залежи пластовые сводовые. Нач. извл. запасы нефти 715 млн. т. Пл. нефти 0,880—0,883. В конце 70-х годов годовая добыча па месторождении составляла около 50 млн. т.

ДАЦИТ — см. породы изверженные. ДЕБИТ СКВАЖИНЫ (колодца, источника) — количество жидкости или 1аза, получаемое из скважины в еди шщу времени. Выражается в объемных или весовых единицах (л/с, мэ/сут, т/сут и т. п.). Объем газа при характеристике дебита приводится к нормальным условиям.

ДЕБИТ УДЕЛЬНЫЙ — количество поды, получаемое из скважины (колодца) при откачке или самоизливе па каждый метр понижения динамического уровня [(л/с)-м или аналогичные единицы]. Для данной скважины является величиной постоянной при сохранении ламинарного режима течения жидкости в пласте и при неизменной проницаемости пласта (см. коэффициент продуктивности скважины).

ДЕБИТОМЕТРИЯ — см. расходомет- рия скважины

ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА (девон) — четвертая снизу система палеозоя; залегает па силуре, перекрывается карбоном. Выделение ярусных и зональных подразделений девона основано на гониатитах, брахиоподах, отчасти (для нижнего девона) на граптолитах. В последнее время наиболее широко прослеживаемые био- стратиграфические подразделения девона установлены по конодонтам. Важное значение для биостратиграфии девона имеют также кораллы (табуляты и ругозы) и остракоды. Ярусное деление девона разработано в Рейнско-Арденнской области, однако своеобразие фаун некоторых районов Зап. Европы и Сев. Америки привело к появлению многих параллельных ярусов, различных по своему стратиграфическому объему (табл. Д.1). Наиболее дискуссионными являются граница нижнего и среднего девона и граница девона и карбона ,

К девонским отложениям приурочены значительные залежи нефти и

газа, особенно в СССР (Волго- Уральская область) и США. Суммарные геологические запасы девона составляют до 4 % нефти и до 1 % газа мировых ресурсов (см. ресурсы прогнозные).

ДЕВОНСКИЙ ПЕРИОД — четвертый от начала палеозойской эры геологический период, продолжительность которого оценивается в 60 млн. лет. Начало девона знаменуется обширными поднятиями и накоплением лагунно-континентальных красноцветных образований. В среднем и особенно в позднем девоне происходят обширные трансгрессии моря. Для девонского периода характерны активная магматическая деятельность и широкое распространение эффузивов. Органический мир девона отличался расцветом брахиопод, кишечнополостных, моллюсков (головоногих, двустворок и брюхоногих), членистоногих (особенно ракообразных и ост- ракод). В раннем девоне многочисленны граптолиты Флора девона характеризуется псилофитами и появлением папоротникообразных, хвощей и плауновых.

ДЕГАЗАЦИЯ (разгазирование) — извлечение природного газа из горных пород или пластовых вод, нефтей и подземных газов. Д. в результате только перевода пробы (образца) из пластовых условий в атмосферные, т. е. вследствие снижения температуры и давления, называется спонтанной. Извлечение природных газов, сорбированных горной породой, водой, нефтью или конденсатом при атмосферных условиях, путем вакуумирования, термического, механического или химического воздействия называется принудительной дегазацией. Спонтанная Д. в зависимости от условий может быть однократной и ступенчатой, контактной и дифференциальной.

Однократной (жесткой) называется Д. путем непрерывного снижения температуры и (или) давления до атмосферных значений. В случае поинтервального снижения давления и (или) температуры Д. называется ступенчатой. Каждый интервал (ступень) характеризуется своими начальными и конечными значениями давления и температу-

Рейнско-Арденнская область

ЧССР

Уэльс

СССР

США

Отделы

Ярусы

Ярусы

Отделы

Ярусы

Отделы

Ярусы

Верхний

Фаменский

Фаменский

Верхний

Фаменский

Верхний

Чаутауквэн

Франский

Франский

Франский

Сенек

Средний

Живетский

Живетский

Средний

Живетский

Средний

Гамильтон

Кувенский

Эйфельский

Эйфельский

Эйфельский

Онондаг

Нижний

Эмеки й

Злиховский

Нижний

Эмекий

Нижний

Соукил

Кобленцский

Пражский

Древний красный песчаник

Брэкон

Диерпарк

Зигенский

Зигенский

Локковский

Диттон

Гельдерберг

Жединский '

Жединский

Сопоставление схем подразделения девонской системы

ТАБЛИЦА Д.1

0000

00

00

in.1 и значением газового фактора Если в процессе ступенчатой Д. порции природного газа, выделившиеся па отдельных интервалах (ступенях), не удаляются из системы и суммируются, такая Д. называется контактной, если удаляются — дифференциальной. Контактная Д. обеспечивает более полное извлечение тяжелых газообразных У В, чем дифференциальная.

В более широком смысле Д. Земли, мантии, нефтегазоносного бассейна и т. д. — потеря газовой фазы. ДЕГИДРАТАЦИЯ — процесс выделения воды из минералов, химических соединений и т. д. Д. минералов происходит главным образом в результате отщепления кристаллизационной воды под действием солнечной радиации, внутренней теплоты Земли и т. д. Примером Д. такого рода может служить процесс превращения гипса в ангидрит. Д. осуществляется также путем отщепления гидроксильных групп от гидроксилсодержащих соединений. Примерами Д. органических соединений служат реакции превращения спиртов в простые эфиры или олефины, кетонная конденсация жирных кислот. Д. является одним из основных процессов преобразования богатого гидроксильными группами РОВ осадков в диагенезе, что приводит к обогащению захороняемого РОВ водородом и углеродом. Д., сопровождающая кетонную конденсацию жирных кислот, протекающую с удвоением длины исходной углеродной цепи, рассматривается как один из возможных механизмов образования длинноцепочечных «-алканов в нефтях.

ДЕГИДРИРОВАНИЕ (дегидрогенизация) — химический процесс отщепления водорода от молекул органических соединений. Д. протекает с поглощением тепла, поэтому с повышением температуры становится более вероятным, чем гидрирование (присоединение водорода). Большинство высокотемпературных превращений (крекинг, пиролиз) нефти и ее компонентов сопровождаются Д. В результате Д. может происходить образование ненасыщенных связей (превращение алканов в алкены, алкины; цикланов — в циклены и т. д );

формирование циклических структур из ациклических (циклизация, дегидроциклизация); превращение цикланов и цикленов в арены (ароматизация). Термическое Д. возможно при температуре выше 600 °C. В присутствии специальных катализаторов эти процессы могут идти при более низкой температуре (выше 300 °C).

В природных условиях процессы Д. с образованием свободного водорода могут иметь место на больших глубинах или в зонах контактового метаморфизма, однако для нефтей и РОВ зоны катагенеза - такой вид Д. маловероятен. Более вероятным в этих условиях является внутреннее перераспределение водорода (диспропорционирование), при котором Д. одной части вещества сопровождается гидрированием другой его части. Процессы Д. применяются в промышленных масштабах для получения высококачественных моторных топлив и разнообразного сырья для нефтехимического синтеза. Д используется также в аналитической практике как один из приемов изучения состава нефтяных УВ.

ДЕЙМЕНАСКАЯ СЕРИЯ (толща) — распространена на западе Эстонии, в Латвии, Литве и в Калининградской области. Представлена белыми и светло-серыми кварцевыми песчаниками и алевролитами с прослоями и пачками зеленовато-серых и темно-серых глин. Мощи от 20—40 до 85—100 м. Охарактеризована бра- хиоподами и акритархами. Относится к верхней части среднего кембрия. Промышленно нефтеносна в Калининградской области, Литве и Латвии.

ДЕКАЛИН (декагидронафталин, бициклов,4,0]декан) — бициклический циклан СюН18, содержащий два шестичленных конденсированных кольца. Д. существует в виде двух стереоизомеров с Ткип = 194,6 (цис-Д) и 185,5 °C (транс-Д.). Д. — простейший член гомологического ряда декалинов СлН2п-2 группы бициклоалканов, наиболее широко представленной в нефтях. Среди изомеров Д, выделенных из нефти, более 90 % приходится на долю транс-изомера.

ДЕКАРБОКСИЛИРОВАНИЕ — химический процесс отщепления карбоксильной группы (—СООН) от карбоновых кислот или других соединений, содержащих карбоксил:

,R—СООН —> R—Н+СО2.

В присутствии глинистых минералов типа монтмориллонита Д. высокомолекулярных алифатических кислот протекает в довольно мягких условиях. По мнению ряда исследователей, Д. является одним из основных процессов преобразования липидов живого вещества в УВ. ДЕНВЕР НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена в штатах Колорадо, Вайоминг и Небраска в пределах Великих равнин (США). Ее ограничивают па западе Фронтальный и Ларамийский хребты, на востоке — краевые тектонические поднятия Чедрон, Кембридж и Лас-Эни- мас. От бассейна Паудер-Ривер ее отделяет тектоническое поднятие Хартвилл сев.-вост. простирания. Поверхность НГО находится на высоте 1100—1500 м, наклонена к востоку. Область вытянута в сев. направлении на 480 км при макс, ширине 320 км. Ее площадь 156 тыс. км2. Нефтяные источники стали осваиваться с 1862 г.

НГО сложена толщей осадочных пород палеозоя (1200 м), мезозоя (2700 м) и кайнозоя (1000 м). Они залегают на кристаллическом докембрийском фундаменте, который в наиболее прогнутой части находится на глубине 4—4,5 км; фундамент выступает па поверхность двумя массивами в ядрах Фронтального и Ларамийского хребтов. Поверхность НГО большей частью сложена меловыми породами. Покрывающие их континентальные палеоген- неогеновые слои занимают вост, периферию области.

В тектоническом отношении НГО Денвер является предгорным прогибом асимметричного синклинального строения. Его зап. борт характеризуется крутым падением слоев на восток, а вост, борт — пологим падением на запад В своей юго-зап части прогиб вдастся внутрь Фронтального хребта, образуя «залив», известный под названием Каньон- Сити. Борта прогиба осложнены ло-

кальными структурами — антиклинальными складками, вытянутыми параллельно Фронтальному хребту, некоторые из них имеют небольшие амплитуды (до 30 м).

Нефтегазоносность связана с меловыми, пермскими и каменноугольными отложениями В качестве коллекторов выступают аргиллиты и песчаники Пайер верхнего мела, песчаные горизонты группы Дакота (нижний мел), песчаники Лайонс (пермь), песчаники и известняки Морроу (пенсильваний) и известняки Септ-Луис, Сперген и Варсоу (миссисилий). Главными резервуарами служат песчаные горизонты группы Дакота. Наиболее распространенными являются пластовые сводовые залежи различных видов и литологические скопления в песчаных барах, русловых песках и линзах дельтового происхождения

Первое промышленное месторождение Флоренс-Каньон-Сити открыто в 1876 г.; до 1902 г. оно было единственным. Затем были открыты месторождения нефти и газа на зап. борту, позже — на вост, борту. К началу 1980 г. всего было открыто 560 нефтяных и 120 газовых месторождений с нач извл. запасами 140 млн т нефти и 80 млрд м3 газа (добыто соответственно 66 млн. т и 16 млрд. м3). Большинство месторождений (602) относятся к классу мелких и только 8 — к классу средних. Потенциал НГО полностью не выявлен Прогнозируется, что может быть открыто примерно столько же месторождений, сколько уже выявлено.

ДЕНУДАЦИЯ — совокупность процессов разрушения горных пород и переноса продуктов разрушения. Агентами денудации являются: гравитационные перемещения, работа текучих вод (эрозия), снега, льда (нивация, экзарация), ветра (дефляция), прибоя (абразия); деятельность животных, растений и человека.

ДЕПРЕССИЯ — термин свободного пользования, которым обозначают области прогибания земной коры, структурных поверхностей и понижения рельефа. В тектонике — линейная платформенная структура второго порядка длиной 40—300 км,

in припой 5—40 км, площадью 200— 10 000 км2, с соотношением осей боше 3: 1 (Ставропольская, Тарско- Муромцевская). Д, ограниченные ра <рывами, называют дизъюнктивными. В геоморфологии термин Д. чисто используют для впадин, дно I спорых погружено ниже уровня моря.

ДЕТРИТ — обломочный материал, состоящий из углефицированных обрывков растений, фрагментов рако- 1111 н, скелетных частей животных Углефицированный растительный ма- юриал, рассеянный в осадочных породах, обычно представлен витринитом и фюзинитом

ДЕФА НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено на территории Ливии в 430 км к югу от г. Бенгази. Открыто в 1960 г. Приурочено к брахиантиклинали на южном окончании валообразного поднятия Зел- ген НГО Сирт (см. Сахаро-Ливийская НГМП). Разрез — характерный для востока НГМП; промышленная нефтеносность связана с карбонатными коллекторами палеоцена, в которых на глубинах 1647—1780 м заключена массивная залежь нефти пл. 0,847. Нач. доказанные запасы 267,1 млн. т, макс, добыча 10 млн т (1984 г.).

ДЖАЛМАТ-ЮМОНТ НЕФТЕГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ —находится в США в штате Нью-Мексико, на мегавале Центральная платформа, осложняющем Пермскую синеклизу (бассейн). Приурочено к участку выклинивания па моноклинали зап. борта мегавала. Открыто в 1929 г. Продуктивность связана с песчаными и карбонатными горизонтами свит Йетс и Севен-Риверс позднепермского возраста; их пористость до 28 %, проницаемость 0,15— 0,43 мкм2; глубина залегания 880— 1200 м. Залежи литологически экранированные. Нач. извл запасы газа 229 млрд, м3, нефти 13,5 млн т. Состав газа (%): СН4 81, гомологи метана 16,3, N2 2,5. Пл нефти 0,844. Годовая добыча 0,2 млн т нефти и 4,5 млрд, м3 газа (1973 г).

ДЖАМБУР ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в Ираке на прискладчатом борту Месопотамского (Предзагросского) прогиба, приурочено к линейной анти-

клинали 40 X 3,5 км Открыто в 1954 г. Подобно месторождению Киркук, отличается дисгармонией структурных планов по над- и подсолевым толщам. Осн. запасы приурочены к рифогенным известнякам свит Евфрат и Джерибе нижнего миоцена. Эти известняки суммарной мощн до 300 м, залегающие на глубине 1400—1700 м, имеют пористость до 10—35 % и проницаемость до 1 мкм2; нефтегазоносны также верхне- и нижнемеловые карбонаты (свиты Кометан и Камигика^, залегающие на глубинах соответственно 2380—2475 и 2575—3255 м. Залежи сводовые массивные Нач. извл. запасы нефти 300 млн т, газа (растворенного и в шапках) 270 млрд. м3. Пл. нефти 0,808 (Евфрат) и 0,838 (Джерибе).

ДЖЕБОЛЬСКИЙ ГОРИЗОНТ — распространен в Тимано-Печорской провинции. Представлен чередованием глин и песчаников, на северо- западе региона — известняками с прослоями мин. Мощн 0—420 м Возраст ранний карбон (начало тур- нейского века). Промышленно нефтегазоносен

ДЖУБАЙЛА ФОРМАЦИЯ — распространена на востоке Саудовской Аравии. Представлена зернистыми и топкокристаллическими известняками, в низах разреза иногда залегает пачка переслаивания темно-серых известняков и черных аргиллитов. Мощн. 100—370 м. Относится к верхней юре (кимеридж). Промышленно нефтеносна

ДЖУНГАРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — расположена в сев.-зап. части Китая на территории Синьцзян-Уйгурского автономного района Промышленная нефтегазоносность установлена в 1941 г. (нефтеносность триасовых отложений выявлена на месторождении Тушанц- зы, открытом в 1897 г.). НГП приурочена к впадине на срединном массиве, обрамляется с севера горноскладчатыми сооружениями Монгольского Алтая, с юга — Восточного Тянь-Шаня. Провинция имеет форму треугольника примерно 1000Х X 350 км, площадь 130 тыс км2. Впадина резко асимметрична наиболее прогнутая часть смещена на юг (складчатый борт), северная

(большая) часть представляет собой моноклиналь (платформенный борт); выполнена породами мезозоя и кайнозоя, макс. мощн. соответственно до 7 и 4 км. Отложения представлены конгломератами, песчаниками, алевролитами и глинами; между отложениями триаса и перми отмечен перерыв.

В пределах провинции выделяется ряд крупных структурных элементов: прогибы Урунгу, Бортень-Го- бийский, Урумчинский и Эйнорский, Джунгарский срединный массив и вал Ишипулак. С Урумчинским прогибом и сев.-зап. моноклинальным склоном Джунгарского массива связаны зоны нефтегазонакопления. Продуктивные толщи, представленные песчаниками и глинами, распределены по всему разрезу — от триаса до неогена. В Урумчинском прогибе выявлено четыре нефтяных месторождения; на моноклинали Джунгарского массива — три.

Джунгарский массив является вторым нефтедобывающим (после Сун- ляо) районом Китая. Здесь расположены крупнейшее по запасам месторождение Карамай (100 млн. т) и месторождение Урхэ (13,5 млн. т). Залежи нефти приурочены к блокам, ограниченным разрывами, и являются тектонически, стратиграфически и литологически экранированными. Залежи в Урумчинском прогибе связаны с антиклиналями, часто осложненными разрывами, и относятся преимущественно к пластовым сводовым. Некоторые из них, например Тушанцзы, осложнены грязевыми вулканами. Наиболее крупным здесь является месторождение Тушанцзы (запасы 6,75 млн. т). Глубины залегания залежей колеблются от 260 до 2300 м.

ДЗВИНЯЧСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ ОЗОКЕРИТА — расположено в 20 км от ст. Надворная Ивано- Франковской области Украины. Приурочено к внутренней зоне Предкарпатского краевого прогиба. Месторождение локализовано в песчано-глинистых отложениях вороты- щенской свиты миоцена в зап., югозап. и присводовых частях Дзви- нячской складки. Рудное тело имеет пластообразную форму; изредка встречаются жилы. Мощн. залежи

75—85 м, площадь 35 тыс. км2, ср содержание озокерита 1,44 вес % Озокерит пленочный и поровый.

Озокериту постоянно сопутствует нефть, содержание которой увеличивается с глубиной. Наблюдается постепенный переход озокерита от твердого в мазеподобный и полужидкий, близкий к нефти. С глубиной происходит также разрежение озокеритовой залежи и замещение ее нефтеносными участками. Глубина промышленной озокеритовой зоны предполагается до 350 м. Пл. озокерита 0,910, Тпл = 50 ~- 65 °C. Текущие запасы 17 тыс. т. Месторождение периодически эксплуатировалось с 70-х годов XIX в.; в настоящее время законсервировано.

ДИАБАЗ — см. породы изверженные. ДИАГЕНЕЗ — преобразование осадка в осадочную горную породу в процессе уплотнения и физико-химического уравновешивания среды Обычно выделяют два этапа: ранний Д., когда главными являются окислительно-восстановительные процессы, и поздний Д., когда решающую роль играет выравнивание кош центраций ионов в поровых водах, приводящее к образованию конкреций. В раннем Д. осадок содержит как окислители (растворенные в водах кислород и сульфат-ионы, твердые гидроокислы железа, сульфаты и др.), так и восстановители (главный— ОВ, как живое, так и мертвое). Наиболее активное окисление ОВ происходит в раннем Д. на глубине первых метров. После завершения окислительно-восстановительных реакций в осадке сохраняются либо почти только окислители (что бывает редко), либо только восстановители.

В морских осадках, воды которых богаты ионом SO*”, при избытке сапропелевого РОВ (обычно при содержании СОрг>0,5%) ион Fe3+ полностью переходит в Fe24- и образуется пирит. При низких концентрациях Сорг (<0,5%) Fe3+ переходит в Fe2* лишь частично и кроме пирита образуются глауконит, мельни- ковит и различные железистые хлориты, а РОВ обретает черты окис- ленности (превращается в оксисор- бомикстинит).

В континентальных отложениях < имсокнм содержанием Сорг ана- щоОпое диагенетическое окисление |Ч)В обычно сопровождается фор- мпропанисм сорбомикстинита, а сре- н| восстановленных минералов же- кча преобладает сидерит. В осад- I их, бедных РОВ, преобладает пксисорбомикстинит, а среди минера- кт железа кроме новообразующе- нюи сидерита сохраняются минера- 1Ы, содержащие Fe3+ (чаще всего окнслы и гидроокислы). При нич- южном количестве СОрг присут- । > вуют только минералы трехвалент- пого железа (красноцветные отложения).

Процессы позднего Д. обусловливаются в первую очередь различиями в концентрации ионов, что приводит к активному перемещению вещества и, как результат, к конкре- циеобразованию, которое растягивается на значительный промежуток времени и захватывает субаквальные осадки до глубины десятки — сотни метров. При окислении РОВ в раннем Д. выделяется большая масса СО3 и карбонаты твердой фазы переходят в растворимые бикарбонаты Перемещение этих растворов приводит к обратному выпадению карбонатных минералов, но на других, главным образом проницаемых, участках пластов, что и определяет конкреционную форму новообразований. Общая схема процессов позднего Д. следующая: растворение исходного твердого вещества —►• перемещение раствора —►• пересыщение раствора некоторыми компонентами —► выпадение минералов (кон- крециеобразование).

Определить нижнюю границу позднего Д. трудно, поскольку и в начале следующего этапа литогенеза (эпигенез стадиальный) также выделяется большая масса СО2 при изменении РОВ и, как следствие, образуются новые карбонатные кон- крепии, которые часто нельзя отличить от диагенетических. В американской литературе Д. понимается более широко и включает кроме собственно Д. также и эпигенез. ДИАМАГНЕТИЗМ — способность вещества намагничиваться против направления внешнего магнитного поля Это свойство присуще всем веще

ствам, но проявляется в чистом виде лишь у диамагнетиков. У остальных веществ диамагнитный эффект перекрыт эффектом магнетизма другого вида — пара-, ферро- или антиферромагнетизмом. Диамагнетики — вещества с симметричной электронной структурой, т. е. все электронные оболочки их атомов целиком заполнены электронами и в отсутствие внешнего магнитного поля их магнитные моменты скомпенсированы. Диамагнетики не обладают собственным магнитным моментом. Под действием внешнего магнитного поля атомы диамагнетика приобретают индуцированные магнитные моменты вследствие увеличения частоты прецессии их спинов вокруг силовых линий поля. Эти магнитные моменты направлены против внешнего намагничивающего поля. Магнитная восприимчивость диамагнетиков отрицательная. В магнитном поле Земли диамагнетики являются слабомагнитными веществами (х = 0 ~ 4- 180-10-6 СИ).

К диамагнетикам относятся многие химические элементы, в том числе металлы Си, Ag, Au, Hg, Pb, Zn и др.; все инертные газы; наиболее распространенные породообразующие минералы осадочных пород — кальцит, полевой шпат, ангидрит и др.; РОВ. горных пород; нефть, газ и многие др. органические соединения. ДИАПИРИЗМ — явление прорыва слоев твердых горных пород лежащими ниже пластически деформирующимися породами. Возникновение Д. связано с гетерогенностью реологических свойств пород разреза: твердое нижнее основание, выше — размокающие глины, пески, плывуны, соли, магма, льды или др. породы, способные к пластической, жидкоподобпой деформации, над которыми — твердый «пресс» всей вышележащей толщи. Пластичная средняя прослойка под нагрузкой вышележащей толщи ведет себя подобно вязкой жидкости и благодаря этому перераспределяется, вызывая деформацию верхних слоев. Возникающие в этих слоях изгибающие и растягивающие усилия ведут к их разрыву в ослабленных местах и к внедрению в разрыв пластиче ски деформирующихся пород, т. е

к образованию диапира. В зависимости от материала, образующего диапир, различают Д глиняный, песчаноплывунный, соляной, магматический, ледяной и пр.

Движение пластичных масс вызывается весом вышележащих пород, к которому могут добавляться гео- динамические напряжения, давление газа и пр. Объяснение явления Д. всплыванием (конвекцией) пород меньшей плотности сквозь породы с большей плотностью является ошибочным. Жидкоподобное поведение горной породы под нагрузкой обычно провоцируется влиянием дополнительных воздействий. Так, размокающие глины становятся жидкоподобными под действием сейсмической вибрации или в результате повышения давления порового флюида (преимущественно газа), вызванного его новообразованием в самих глинах или внедрением из смежных толщ (неразмокающие глины не способны к Д.); текучесть солей также резко возрастает под действием сейсмической вибрации. Поскольку воздействия, обеспечивающие возникновение или резкое усиление способности горных пород к жидкоподобным деформациям, проявляются периодически, процесс Д протекает во времени отдельными фазами

Д. глин генетически связан,с активизацией в них процессов генерации и эмиграции УВ. Д. глин с прорывом на поверхность приводит к грязевому вулканизму. Д. соляной является одним из механизмов соляной тектоники Д часто приводит к образованию ловушек нефти и газа

ДИАСТЕМА — зияние в последовательности отложений, вызванное отсутствием отложений тех или иных геологических этапов В отличие от перерыва, Д. образуется такой последовательностью событий: прекращение осадконакопления или предельное его замедление — формиро- вапие поверхностей наслоения — возобновление осадконакопления. Д отличается сравнительной краткостью периода прекращения субаквального осадконакопления па относительно небольшой площади. Существенно, что после возобновления осадконакопления характер процесса седимен-

тации не изменяется. Формирующиеся в течение Д. поверхности напластования являются основными элементами мутационной слоистости Установленные в последнее время крупные Д. представляют собой результат резкого уменьшения темпов субаквального осадконакопления и длительного сохранения на обширных акваториях режима минимального осадконакопления.

ДИАТОМОВЫЕ СЛОИ — распространены в Юго-Вост. Закавказье (Кобыстан, Апшерон). Представлены диатомовыми сланцами, глинами, мергелями, доломитами, песками Мощи, до 1600 м Охарактеризованы богатыми комплексами диатомей, а также фораминиферами, ост- ракодами, моллюсками. В настоя щее время разделены на 4 с^иты, соответствующие караганскому, конк- скому, сарматскому и мэотическому горизонтам Предкавказья (табл. Д.2) Возраст средний — поздний миоцен Промышленно нефтеносны на Апшеронском п-ове диккит — см. каолинит.

ДИЛЮВИЙ — часть четвертичной системы, не включающая послеледниковые отложения Термин устаревший.

ДИНАМОМЕТАМОРФИЗМ—см. метаморфизм.

ДИОПСИД — см пироксены.

ДИОРИТ — см. породы изверженные ДИСЛОКАЦИИ — нарушение форм залегания горных пород Иногда Д отождествляют с понятием деформации. Более правильно, однако, эти термины различать, рассматривая деформации как процесс нарушения формы, а Д как результат проявления этого процесса Выделяет Д разрывные (дизъюнктивные) и складчатые (пликативные). По происхождению различают две группы Д * тектонические и экзотекТонические Д. тектонические по направлению смещения бывают вертикальные (радиальные) и горизонтальные (тангенциальные) К этой же группе относятся и Д соляные, обусловленные нарушением залегания пластов в результате перемещения соляных масс. Среди экзотектонических Д выделяют: оползневые, ледниковые (гля- циодислокации), криогенные (обусловленные-промерзанием пород).

ТАБЛИЦА Д.2

Схема подразделения диатомовых слоев

Свита

Вещественный состав

МОЩНОСТЬ, м

Ярус—аналог в схеме Предкавказья

Вюргутская

Глинистые сланцы с прослоями диатомовых мергелей, вулканического пепла, известняков

325—500

Мэотический

Ахудагская

Песчанистые глины с прослоями доломитизированных мергелей. В верхах свиты местами песчаники и прослои вулканического пепла

60-800

Сарматский

Байгушкаинская

Глины с листоватыми диатомовыми сланцами, с прослоями песчаников и вулканического пепла

25—200

Конкский

Чикильгайская

Глины с прослоями доломитов и доломитовых мергелей, иногда пласты песков

10-150

Караганский

ДИСПЕРСИЯ СКОРОСТЕЙ — явление, связанное с особенностями распространения упругих волн в анизотропной геологической среде. Наблюдается обычно в верхней части разреза (ВЧР), где при наличии слоя пониженных скоростей могут возникать псевдорелеевские волны. Различают Д с. нормальную и аномальную. При нормальной Д. с. скорость волны возрастает с ростом ее длины. Когда наблюдается обратная картина, Д. с. называют аномальной. Нормальная Д. с отмечается в зонах тектонических нарушений, ее связывают с вертикальной трещиноватостью пород. Аномальную Д с. можно наблюдать в разрезах с тонкой слоистостью или с другой горизонтальной упорядоченностью среды

ДИСПЕРСНОСТЬ (удельная поверхность) — общая площадь поверхности частиц дисперсной фазы в дисперсной системе, отнесенная к единице объема системы. Иногда под Д. неправильно понимают степень раздробленности, измельчения, т е. не площадь поверхности частиц, а их линейные размеры.

ДИСПРОПОРЦИОНИРОВАНИЕ — внутреннее перераспределение струк

турных элементов (функциональных групп, радикалов, водорода, химических связей и т. д.) молекул вещества, при котором в целом состав системы не меняется. Д. водорода относится к типу окислительно-восстановительных реакций, при которых гидрирование одной части вещества происходит за счет дегидрирования другой'его части. Примером Д. водорода является реакция гидрирования— дегидрирования цикланов СлН2я, приводящая к образованию алканов CrtH2rt+2 и аренов СлН2л—б*

4CrtH2/l < у ЗС„Н2п+2 4* СпН2п_б.

Некоторые исследователи (А. Ф Добрянский) Д. водорода рассматривают как один из основных процессов эволюции состава нефти (мета- низации) в зоне катагенеза.

ДИССОЦИАЦИЯ — явление разделения молекул вещества на более простые молекулы, радикалы, атомы или ионы под воздействием тепла (Д. тепловая), света (Д фотохимическая), радиоактивного излучения (Д. радиолитическая) или полярного растворителя (Д электролитическая). В геологических процессах основную роль играют Д.

тепловая и Д. электролитическая. Д. может быть как обратимым процессом (растворение —- выпадение растворимых в воде солей), так и необратимым (термическое разложение ОВ с выделением газов).

ДИСТЕН (кианит)—минерал, AI2S1O5. Тв. 5,5—7. Пл. 3,65. Типичный минерал регионально-метаморфизованных глинистых и реже песчаных пород. В осадочных породах аллотигенный, встречается как ак- цессорий. Устойчивый (см. минералогия терригенная1).

ДИСТИЛЛЯЦИЯ — см. перегонка нефти.

ДИФРАКЦИЯ ВОЛН — см. волны дифрагированные.

ДИФФЕРЕНЦИАЦИЯ ОСАДОЧНАЯ — природный процесс, заключающийся в последовательном осаждении из вод седиментационных бассейнов веществ, принесенных с водосборных территорий. Существуют два вида Д. о.: механическая — разделение частиц по размеру и удельному весу и химическая — последовательное выпадение минералов из раствора в зависимости от Eh, pH, температуры среды и концентрации ионов.

ДИФФУЗИЯ — один из механизмов переноса растворенного вещества, связанный с наличием в растворе (твердом, жидком или газообразном) градиента концентрации (градиент концентрации — вектор, модуль которого равен скорости пространственного изменения концентрации в данной точке, а направление соответствует направлению максимального ее изменения). Вектор скорости диффузионного потока v связан с вектором градиента относительной концентрации ДС законом Фика:

v = -D ДС,

где D — коэффициент Д. (диффузионный поток, протекающий через единицу поперечного сечения среды под действием градиента относительной концентрации, равного единице), знак минус означает, что поток направлен в сторону уменьшения концентраций; в СИ коэффициент Д. измеряется в м2/с

Если Д. происходит в растворах, ’ насыщающих поровое пространство

горной породы, то закон Фика имеет вид

Vn ^^ Оп ДС, где vn — вектор диффузионного потока, отнесенный к единице площади сечения горной породы, а коэффициент диффузии Dn определяется формулой

Од = hiqD,

где т0 — открытая пористость.

В реальных сложных геологических условиях, когда минерализация, состав вод, состав и структура горных пород меняются от точки к точке, Dn зависит от координат, задача о Д. становится нелинейной и ее решение значительно усложняется Описанный процесс носит название молекулярной Д. в отличие от конвективной Д., обусловленной переносом растворенного вещества вместе с фильтрующимся в горной породе растворителем. Молекулярная Д связана с тепловым движением молекул растворителя, которое становится более интенсивным с ростом температуры, что обусловливает увеличение коэффициента Д. Значения коэффициентов Д. углеводородов в водонасыщенных породах колеблются в широких пределах: от 0.2-10—9 до 10-12 м2/с.

При некоторых геологических условиях Д. может играть определенную роль в процессах разрушения газовых и нефтяных месторождений Чем древнее залежи, тем больше относительная роль Д. в их разрушении. Существуют методы прямых поисков залежей УВ, основанные на регистрации области повышенной концентрации УВ, диффундировавших из залежи. Д. играет существенную роль в первичной миграции и в формировании фазы свободных УВ-газов, выделившихся из водорастворенного состояния.

ДЛИНА ВОЛНЫ — см параметры сейсмических волн

ДНЕПРОВСКО - ПРИПЯТСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — располагается в зап. части СССР, охватывая территории Гомельской, Могилевской и Минской областей Белоруссии, Сумской, Днепропетровской, Донецкой и Вороши - ловградской областей Украины, а

также часть Ростовской области РСФСР. Начало освоения 1937 г. Провинция связана с Припятско- Днепровско-Донецким авлакогеном древней Вост.-Европейской платформы. На севере авлакоген отделяется системой разломов от Белорусско- Мазурской и Воронежской синеклиз, на юге также по системе разломов граничит с Украинским щитом. Сев.- зап. ограничением служит Микаше- вичский выступ, а юго-восточным — складчатые сооружения Донбасса. Размеры НГП 150X 1100 км, площадь 100 тыс. км2. Общий объем выполняющих осадков 800 тыс. км3, из которых 88 % представлено палеозойскими образованиями, 10 % мезозойскими и 2 % кайнозойскими.

Фундамент сложен метаморфическими породами архея и нижнего протерозоя. Макс, глубина залегания его кровли до 10 км. Макс мощи, палеозоя (девон — пермь) достигает 9 км, мезозоя 1,3 км, кайнозоя 0,6 км. Наиболее крупные перерывы, сопровождаемые несогласиями, приходятся на границы девона и карбона, палеозоя и мезозоя, мезозоя и кайнозоя. Доля морских отложений в разрезе составляет 60 %, карбонатных — 30 %.

Авлакоген представляет собой крупную удлиненную отрицательную структуру, распадающуюся на два самостоятельных объекта: Припятский прогиб и Днепровско-Донецкую впадину. Для бортовых .частей характерно спокойное моноклинальное залегание пород с углами наклона 1—2°; у краевых разломов—до 5—7°. Общ. интенсивность 0,10 м/км2 Широко развиты локальные структуры, в основном блоковой и солянокупольной природы. Размеры структур от 2X3 до 15X40 км, амплитуды от 50 до 1000 м.

В качестве региональных покрышек выделяются: 1) глинисто-суль- фатные и соленосные отложения франского яруса; 2) соленосная толща верхнего фамена; 3) глинистые породы башкирского и московского ярусов; 4) глинистые и соленосные отложения перми; 5) глины верхнего триаса и байоса — бата. Продуктивными комплексами являются: 1) подсолевой (эйфельско-франский), сложенный терригенно-карбонатными

породами, 2) межсолевой (фамен- ский), сложенный известняками и доломитами; 3) нижне-среднекаменноугольный терригенно-карбонатный; 4) верхнекаменноугольно-нижнеперм- ский, сложенный песчано-алевритовыми отложениями и трещиноватыми и кавернозными ангидритами и доломитами; 5) верхнепермско-мезо- зойский, представленный песчано- карбонатными отложениями.

В зап. части провинции преобладают нефтяные месторождения, в средней одинаково часто встречаются нефтяные и газовые, на юго- востоке развиты преимущественно газовые. Преобладающим типом залежей являются пластовые сводовые и массивные, отмечаются также тектонически и литологически экранированные. В пределах провинции на 1980 г. открыто 137 месторождений (в том числе 102 в Днепровско-Донецкой впадине, 25 в Припятском прогибе). Нефтяные месторождения мелкие и средние, наиболее значительным является Шебелинское. Запасы провинции умеренные и сосредоточены в основном в палеозое. С глубинами менее 3 км связано 33 % запасов; 3—5 км 57 %; глубже 5 км 10 %. В юго-зап. части провинции выявлены скопления битума в отложениях карбона.

ДОЛЕРИТ — см. породы изверженные.

ДОЛИНА ПОДВОДНАЯ — общее наименование различных по размерам и генезису линейных выработанных форм подводного рельефа. На шельфе Д. п. может быть затопленной речной долиной или ледниковым трогом, на континентальном склоне — подводным каньоном или ложбиной стока мутьевых потоков, в пределах ложа океана — абиссальной долиной, в срединно-океаническом хребте — рифтовой срединно-океанической долиной. К крупным подводным долинам субаэрального происхождения на шельфе приурочены зоны значительных понижений уровней водоносных комплексов. В регрессивные эпохи они играют такую же роль зон разгрузки, какую в настоящее время выполняют многие крупные речные долины на суше.

Сформированные в период позднекайнозойских регрессий (особенно в

предакчагыльскую) глубоко врезанные речные долины, став подводными, часто оказывают гораздо большее влияние на гидродинамическую обстановку, чем современные относительно слабо врезанные речные долины. Так, в низовьях современных крупных речных долин, где установлены древние зоны разгрузки (действовавшие в до- акчагыльскую регрессию), в настоящее время разгрузка не осуществляется в связи с тем, что в долинах этих рек уровни подземных вод многих горизонтов расположены ниже современных врезов долин. Разгрузке подземных вод способствует дизъюнктивная природа многих Д. п. : ДОЛИНА РИФТОВАЯ—глубокая и узкая продольная депрессия V-образного профиля, занимающая центральное положение в осевой (рифтовой) зоне срединно-океанического хребта и являющаяся осью симметрии его геоморфологических, геологических и геофизических параметров. Д. р. окаймляется асимметричными рифтовыми горами, более крутые (20—40°) склоны которых обращены к ее узкому (первые км) днищу, опущенному относительно гребней гор на 500— 3500 м (преобладают относительные глубины более 1000 м). По простиранию Д. р. разбита на отрезки, сдвинутые друг относительно друга по трансформным разломам, расстояние между которыми составляет обычно 50—300 км.

Вдоль Д р. и участков трансформных разломов, находящихся между смещенными отрезками долины, концентрируются мелкофокусные землетрясения, образующие непрерывные сейсмические пояса срединно-океанических хребтов. Ориентировка напряжений в очагах землетрясений Д. р. указывает на условия растяжения, об этом свидетельствуют также излияния толеитовых базальтов и наличие на дне долин зияющих трещин. Д. р. обычно хорошо выражены в срединных хребтах Атлантического и Индийского океанов, в хребте Тихого океана место центральной долины занимает осевой гребень, ограниченный депрессиями. Это различие в строении осевых зон объясняется значительно большей скоростью спрединга в срединном хребте Тихого океана.

ДОЛОМИТ — 1 Минерал, СаСО3 •MgCO3 Тв 3,5—4,0. Пл. 2,86 Растворяется в НС1 при нагревании. Образуется осаждением из водных растворов. 2 Порода, на 50 % и более сложенная одноименным минералом Встречается в гнездах, линзах, прослоях, нередко слагает мощные пласты, толщи. Д. возможен седименто- генный (хемогенная садка), диагенетический (результат раннедиагенетической доломитизации известковых илов) и эпигенетический (доломитизация известняков). Д. часто являются коллекторами, в основном трещинного типа.

ДОЛОМИТИЗАЦИЯ — процесс аутигенного новообразования доломита в горных породах. Д. как процесс метасоматического замещения кальцита доломитом особенно распространена в известняках, может приводить к возникновению вторичных доломитов Влияние Д. на пористость пород (особенно известняков) сложное, определяется сочетанием многих причин (формой, размерами, характером распределения и упаковки доломитовых зерен и др. особенностями породы).

ДОЛОМИТИСТЫЙ, ДОЛОМИТОВЫЙ— указывает на присутствие в осадочной породе доломита в количествах соответственно от 5 до 25 и от 25 до 50 %.

ДОМАНИКИТЫ — тонкозернистые, часто тонкоплитчатые осадочные горные породы черного, реже бурого цвета, обогащенные сапропелевым РОВ. В специальной литературе Д. часто именуются битуминозными глинами, аргиллитами или черными сланцами. Такие названия ошибочны, так как содержание глинистой фракции в Д, как правило, не превышает 30 об. %, а нередко она вообще отсутствует (например, местами в до- маниковой свите).

Содержание РОВ в Д колеблется от 8 до 20 вес %. Если в горных породах содержание РОВ выше 20 %, они переходят в горючие сланцы, если ниже 8 % — в глинистые и гли- нисто-карбонатные породы. Верхняя граница принята условно по наибольг шему фактическому содержанию РОВ в доманиковой, баженовской, кум- ской, куонамской, менилитовой и др. свитах При содержании РОВ ниже

Н % скачком меняется состав пород — исчезает, например, свободный аути- I синий кремнезем, что сказывается и на характере вторичных изменений, в частности на возможности формирования в Д. в ходе этих изменений )ффективпых коллекторов.

В состав Д. кроме РОВ входят ор- ншогенный кремнезем, карбонаты (кальцит и доломит), глинистые минералы (в основном монтмориллонит или смешанослойные монтмориллонит- гпдрослюдистые минералы), пирит, в небольшом количестве обломочные частицы алевритовой размерности В качестве примера можно привести средний состав типичных Д баженовской свиты Зап. Сибири (об. %): глинистые минералы 29,5, кремнезем 29,5, РОВ 22,5, доломит 7,5, алевритовая фракция 5, кальцит 3,5, пирит 2,5 Вариации состава связаны прежде всего с изменением соотношения между карбонатными и глинистыми минералами, одни из них в некоторых разностях Д. могут вообще отсутствовать.

Накопление Д. происходит преимущественно в глубоководных морских бассейнах с нормальной соленостью, площадь которых достигает 1 млн. км2 и больше, но возможно накопление и в других бассейнах Обязательными являются низкие скорости терригенного осадконакопления, обеспечивающие обогащение горных пород РОВ. Роль эндогенных источников отдельных компонентов, в первую очередь кремнезема, дискуссионна.

Д. — типичные нефтематеринские свиты. Однако переход их в категорию свит нефтепроизводящих требует сравнительно высокой пластовой температуры, которая обеспечила бы генерацию достаточно большого количества жидких и газообразных УВ, способных либо прорываться в соседние пласты-коллекторы, либо' создавать зоны эффективных коллекторов непосредственно в толще Д. и накапливаться в них в промышленных количествах. Для Д. баженовской свиты Зап. Сибири эта температура составляет примерно 90 °C. Эффективные коллекторы в Д. имеют сложную морфологию и являются трещинными. Их площадное распространение слабо подчинено структурному плану тер

ритории, что сильно затрудняет поиски.

Термин Д. образован от названия доманиковой свиты верхнего девона Русской платформы. В других районах аналогичные породы иногда имеют также местные названия (ме- нилиты, баженовиты).

ДОППЛЕРИТ — гумусовый гель, выпадающий из «черных вод» торфяников. В свежем состоянии серо-коричневого цвета, эластичный, с жирным блеском Полностью растворим в щелочах. При высыхании приобретает смолистый блеск и распадается на куски с раковистым изломом. В бурых углях известны находки ископаемого Д. Как в торфяных, так и в буроугольных залежах Д. встречается преимущественно в нижних горизонтах, заполняя пустоты и трещины усыхания. По составу и свойствам Д. отвечает гуминовым кислотам.

ДОСТОВЕРНОСТЬ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ — правильность прогнозной оценки, которая характеризуется точностью, надежностью прогноза нефтегазоносности (вероятностью его реализации), обоснованностью и подтверждаемостью прогноза В общем случае Д п. н зависит от состояния теоретических основ прогнозирования — от правильности представлений о генерации, миграции, аккумуляции и сохранности УВ, от методологических основ решения всего комплекса задач прогноза от информационной обеспеченности и точности имеющейся информации (табл ДЗ).

ДРЕНИРОВАНИЕ ПЛАСТА — отток флюида из пласта, обеспечиваемый естественными или искусственными дренажными системами Примеры естественных — зона вскрытия пласта эрозией, проницаемая зона тектонического нарушения; примеры искусственных — скважина, шахта

ДРУМА ФОРМАЦИЯ — распространена в Саудовской Аравии и в зоне Персидского залива. Представлена известняками и кристаллическими известняками с прослоями и пачками глин в нижней и верхней частях разреза. Мощи до 400 м. Относится к байосу-бату (средняя юра) Промышленно нефтегазоносна

ДУГИ ОСТРОВНЫЕ — подводные хребты, выраженные на поверхности

Система контроля качества

океана цепочками островов, имеющими в плане дугообразную, редко прямолинейную форму. Различают одиночные и двойные Д. о. Однако, во многих одиночных Д. о. с их внешней (выпуклой) стороны имеется второй полностью или частично затопленный подводный хребет. Большинство Д. о. обращены к океану выпуклой стороной, значительно реже — вогнутой стороной (Новогебридская, Соломоновых островов). В хорошо выраженных двойных Д. о. внутренняя дуга вулканическая, а внешняя — невулканическая складчатая. Эти дуги разделяет желоб межгорный, выполненный различными осадочными и вулканогенными породами.

С внешней стороны к Д. о. по наклонному глубинному разлому (зоне Беньофа) примыкает желоб глубоководный океанический В зоне глубинного разлома проявляется больший- е ство очагов землетрясений. С внутрен- *

ней стороны Д. о. сопряжены с глубоководными котловинами окраинных морей. Д о. отличает мощный современный вулканизм (преимущественно андезитовый и андезит-базальтовый), высокая сейсмическая активность, резкая контрастность тектонических движений, форм рельефа, гравитационного и теплового полей.

ДУРИ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— расположено в Индонезии, в Центральносуматринской НГО; приурочено к брахиантиклинальной складке. Открыто в 1941 г. Нефтеносны песчаники миоценовых свит Бату- раджа и Телис, залегающих на глубине 183—1533 м. Залежи массивные сводовые, частично тектонически экранированные. Нач. извл. запасы 296 млн. т, пл. нефти 0,925. Годовая добыча 2 млн. т.

ДУНИТ — см. породы изверженные.

ДУХАН НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— находится в Катаре на

нpot мозмых оценок

ТАБЛИЦА Д.3

одноименном полуострове, в пределах склона Центральноаравийской геми- интеклизы; приурочено к пологой антиклинали 60 X Ю км. Открыто в 1940 г. Основные запасы приурочены к карбонатным горизонтам С и D верхнеюрской свиты Араб, обладающей здесь, как и на расположенном западнее месторождении Гавар, высокими коллекторскими свойствами и залегающей на глубине 1800—1850 м. Установлена также газоносность карбонатов свиты'Хуфф пермского возраста и нефтеносность карбонатов среднеюрской свиты Увайнат. Залежи пластовые сводовые (Араб). Нач. извл запасы нефти в свите Араб 370 млн. т, растворенного газа 39 млрд. м3. Пл. нефти 0,810—0,840. Макс, годовая добыча нефти 12,4 млн. т (1973 г.). Выработано более чем две трети. ДЮРЕН — см. ингредиенты гумусовых углей.

ЕВЛАНОВСКО-ЛИВЕНСКИЕ СЛОИ (горизонт) — распространены на Русской платформе. Представлены в основном известняками, мергелями и доломитами, в Припятском прогибе — терригенно-карбонатными породами. Мощн. от 20—30 до 200 м. Фауна брахиопод. В центральной и юж. частях Московской синеклизы, в Припятском прогибе, на Воронежском и Ульяновском сводах Е.-Л. с. разделяются на евлановский и ливенский горизонты. Возраст поздний девон (франский век). Промышленно нефтеносны в Татарии, Башкирии и Волгоградской области

ЕВФРАТ ФОРМАЦИЯ (свита) — распространена в Иране. Представлена оолитовыми органогенными известняками. Мощи, около 50 м. Относится к нижнему миоцену (аквитану). Промышленно нефтеносна.

ЕДИНИЦЫ ФИЗИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН— в 1960 г. XI Генеральная конференция по мерам и весам приняла международную систему единиц — Systeme International (SI, в русской транскрипции СИ). С 1982 г основные и производные единицы СИ подлежат обязательному применению. Допустимо применение некоторых внесистемных единиц: тонна, сутки, час, минута, литр, гектар, электронвольт и др. Временно допускается использование таких единиц, как морская миля, узел, карат, бар, непер. Таблицы единиц физических величин см. на форзаце.

ЕЛЕЦКИЕ СЛОИ — см задонско- елецкие слои.

ЕЛХОВСКИЙ ГОРИЗОНТ —см. Малиновский надгоризонт.

ЕМКОСТЬ ГОРНОЙ ПОРОДЫ — суммарный объем всех, в том числе закрытых, пустот (пор, каверн, трещин) в горной породе

ЕМКОСТЬ ГОРНОЙ ПОРОДЫ АДСОРБЦИОННАЯ (емкость поглощения) — характеризует электрохимическую активность горной породы; измеряется числом миллиграмм-эквивалентов адсорбированного вещества, поглощаемого 1 г породы. Значение Е. а. определяет степень дисперсности горной породы; оно изменяется в зависимости от природы ионов, участвующих в ионном обмене, и от температуры окружающей среды. Ниже представлены типичные пределы изменения Е. a. Q для различных пород и минералов.

Горная порода, минерал Q, 10“2 мг-экв/г

Каолин4—8

Гидрослюды5—25

Монтмориллонитовые20—160

глины

ЛимонитДо 2

БокситДо 1

Пропорционально Е. а. возрастает способность минералов к разбуханию при гидратации, особенно в монтмориллонитовых глинах.

Основным фактором, определяющим диффузионно-адсорбционную активность горной породы, является приведенная емкость поглощения (ионная емкость породы) q, которая связана с Е. а. соотношением

9 = Q[(1 — m)/m] р, где m — пористость породы; р — плотность ее минерального скелета. Общая схема определения Е а состоит в следующем: 1) отмывка образца породы от природных солей и приведение его в порошкообразное состояние без изменения естественной степени дисперсности; 2) полное насыщение поверхности минерального скелета породы ионами водорода путем обработки порошкообразного образца концентрированной соляной кислотой; 3) насыщение поверхности минерального скелета породы заданным катионом, например К+, путем обработки образца раствором соли КС1; 4) обработка образца раствором электролита с более активным катионом, который вытесняет с поверхности минерального скелета образца катион К+; 5) измерение количества вытесненного вещества (в данном случае К) и расчет значения Е. а. Так как величина Q при прочих равных условиях связана со степенью дисперсности горной породы, то определение Е. д дает возможность оценить ее удельную поверхность. ЕМКОСТЬ ГОРНОЙ ПОРОДЫ ВОССТАНОВИТЕЛЬНАЯ — характеристика степени восстановленности минеральной составляющей горной породы. Может служить прямой мерой окислительно-восстановительных условий ее образования. Количественно Е. в. выражается расходом кислорода на окисление восстановленных минеральных соединений породы; аналитически определяется по разности между расходом кислорода на окисление минеральных соединений совместно с РОВ и расходом кислорода на окисление только РОВ.

ЕМКОСТЬ ЛОВУШКИ —объем эффективного пустотного пространства коллектора в объеме ловушки, которое может быть заполнено нефтью и (или) газом в пластовых условиях. Е. л. при заполнении ее нефтью (газом) численно равна общему объему сообщающихся пустот коллектора за

вычетом объема воды остаточной. Е. л. по отношению к нефти величина практически постоянная, мало зависящая от пластовых условий; Е. л. для газа существенно возрастает с увеличением давления и снижается с ростом температуры.

ЖАНАЖОЛЬСКОЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в Кенкиякском районе Актюбинской области Казахстана, во внутренней восточной при- бортовой зоне Прикаспийской впадины. Открыто в 1978 г. Приурочено к брахиантиклинали 6,5 X 9 км. Простирание ССВ, падение зап. крыла 8—12°, восточного 4—7°.

В разрезе выделяются верхняя и нижняя продуктивные толщи. Верхняя включает карбонатные породы верхов среднего карбона, верхнего карбона и низов перми, т. е. подоль- ско-ассельские отложения, которые подстилаются терригенными породами каширского горизонта. Мощи. 380— 540 м. В нижнюю объединяются карбонатные породы от веневского горизонта визейского яруса до башкирского яруса среднего карбона; подстилается толща терригенными отложениями михайловского горизонта визе. Мощн. 346—654 м. В верхней карбонатной толще развиты органо- i енно-обломочные известняки и доломиты. Коллекторы поровые, кавернозно-поровые с открытой пористостью от 6,3—6,5 до 20,5—24 %. В нижней карбонатной толще известняки и доломиты мелкокристаллические и ор- i «тогенно-обломочные, также с высокими емкостными и фильтрационными i войствами.

Глубина залегания верхней продук- мпшой толщи 2550—2830 м; высота нефтяной части в залежи около 100 м, газоконденсатной около 200 м; Рн ши = 28,5 4- 29,5 МПа; Тпласт =

57 4- 62 °C. Мощн покрышки (ас- < сльско-сакмарские глинисто-аргил

литовые породы) 200—520 м. Дебиты нефти до 250 м3/сут. Пл. газоконденсата 0,750; нефть малосмолистая сернистая, пл. 0,832, вязкость (при 20 °C) 0,065 см2/с. Содержание (%): асфальтенов 0,2, смол силикагелевых 3,98, серы 0,74, парафина 4,8; ГКИп = 83 °C; выход фракции, выкипающей до 250°C, равен 35 %. Залежи пластовые, массивные пластовые, антиклинального типа.

ЖЕЛЕЗОБАКТЕРИИ —аэробные автотрофные и гетеротрофные организмы, окисляющие закисное железо по схеме

4Fe2+ + 4Н+ + О2 —► 4Fe3t + 2Н2О.

Это сборная группа бактерий, представленная одноклеточными и нитчатыми организмами. Клетки часто окружены капсулами, на поверхности или внутри которых откладываются окислы железа; у некоторых видов окислы железа образуют чехол вокруг клеток. Окисление закисного железа протекает как в кислой среде (pH = 2 4-4), так и в нейтральной. Отдельные виды Ж. способны окислять также закисные соединения марганца. Некоторые гетеротрофные бактерии разрушают железосодержащие ОВ, например гу- маты железа, с образованием гидрата окисла железа. Окисляя растворимую закись железа в гидрат окиси, Ж. способствуют концентрации железа, рассеянного в подземных водах и породах. Ж. играют существенную роль в образовании болотных и озерных РУД-

ЖЕЛОБ— линейная отрицательная структура платформ, ограниченная разломами. По мощности чехла, темпам седиментации и контрастности строения Ж- приближаются к структурам геосинклинального типа. Отличается от авлакогена более крупными размерами; принадлежит к категории надрегиональных структур. Примеры Ж.: Мезенско-Вычегодский (Русская платформа), Сев.-Туркмен- ский (Скифская плита), Колтогорско- Уренгойский (Зап.-Сибирская плита) и т. д.

ЖЕЛОБ ГЛУБОКОВОДНЫЙ ОКЕАНИЧЕСКИЙ— узкий, очень глубокий протяженный прогиб дугообразной или прямолинейной формы, примы-

кающий к внешней (выпуклой) стороне островной дуги (или к материку). Ж. г. о. принадлежит к наиболее глубоким впадинам Мирового океана. Максимальные глубины установлены в Марианском Ж. г. о. (11 022 м). В поперечном профиле все Ж. г. о. асимметричны. Внутренний склон более крутой (в ср. 5—15°, до 40° и более), внешний (приокеанический) относительно пологий. Дно плоское шириной от 2 до 30 км. Стенки Ж. г. о осложнены многочисленными террасами и крутыми, нередко вертикальными уступами^ достигающими высоты многих сотен метров (до 1000— 1500 м). С внешней стороны Ж г. о, непосредственна граничащей с океаном, расположен подводный краевой вал.

Осадконакопление в Ж. г. о. неравномерное. Максимально мощные осадки сосредоточены на дне желоба, на террасах и во впадинах континентального склона. Преобладают турбидиты, терригенного и кремнистотерригенного состава в высоких и умеренных широтах, терригенного и карбонатно-терригенного состава — в низких широтах. Встречаются и вулканогенные образования. Общ. мощность отложений от нескольких сотен метров до 1—2 км. В пределах всех Ж. г. о. земная кора утонена и представлена океаническим типом. Ж. г. о. отличает и очень низкая плотность теплового потока (до 40 мВт/м2). От островной дуги (или континента) желоб отделяется наклонным глубинным разломом (зоной Беньофа), который выявляется по распределению гипоцентров землетрясений. Макс, число мелкофокусных землетрясений сосредоточено на внутреннем склоне желоба

ЖЕЛОБ МЕЖГОРНЫЙ ОСТРОВНЫХ ДУГ — узкий линейный прогиб между внешней и внутренней дугами в двойных островных дугах. Выполнен осадочными и вулканогенными породами.

ЖЕСТКОСТЬ АКУСТИЧЕСКАЯ — одна из физических характеристик границы раздела твердых сред. Ж. а. у равна произведению плотности среды р на скорость распространения в ней упругой волны и, т. е. у = Ри- На границах раздела слоев с разной Ж. а. возникают отраженные волны,

амплитуда которых зависит от различия этого параметра соприкасающихся сред.

ЖЕСТКОСТЬ ВОДЫ — свойство воды, обусловленное содержанием в ней солей кальция и магния и затрудняющее ее использование в технических и бытовых целях. Различают Ж. в • общую, связанную с присутствием всех солей Са и Mg; временную (устранимую, карбонатную), вызванную наличием в воде гидрокарбонатных и карбонатных солей Са и Mg; постоянную' (неустранимую, остаточную), равную разности между общей и временной и обусловленную наличием хлоридных, серно-, азотнокислых и других некарбонатных солей Са и Mg. Жесткость выражается в мг- экв/л С а и Mg. 1 мг-экв/л соответствует содержанию в воде 20,04 мг/л Са2+ или 12,16 мг/л Mg2+.

В ряде стран, а до недавнего времени и в СССР, Ж. измерялась в специальных градусах, отражающих содержание солей и окислов Са. Немецкий градус равен содержанию в воде 10 мг/л СаО (0,357 мг-экв/л), французский—10 мг/л СаСО3 (0,200 мг-экв/л), английский—1 г/гал- лон (или 14 мг/л) СаСО3 (0,284 мг- экв/л), американский — 1 мг/л СаСО3 (0,020 мг-экв/л). Пересчет разных единиц Ж. может быть произведен по табл. ЖЛ.

По общей жесткости различают воды: очень мягкие (до 1,5 мг-экв/л), мягкие (1,5—3), умеренно жесткие (3—6), жесткие (6—9) и очень жесткие (> 9). Временная жесткость может быть устранена кипячением. Для питьевых целей употребляется вода с общей жесткостью до 7 мг-экв/л. Воды нефтяных месторождений, как правило, обладают повышенной жесткостью.

ЖЕТЫБАЙ ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— расположено в Мангышлакской области Казахстана. Открыто в 1961 г. Приурочено к антиклинальной складке в пределах Же- тыбай-Узеньской тектонической ступени, осложняющей северный бортЖаз- гураинской депрессии. В строении разреза участвуют породы триаса, юры, мела, палеогена и неогена.

Продуктивны юрские отложения. В них выделяется 12 горизонтов. Отложения представлены переслаиваю-

ТАБЛИЦА ЖЛ

Соотношение единиц жесткости воды

Единицы жесткости

мг-экв/л

Градус

Немецкий

Французский

Английский

Американский

мг-экв/л

1

2,804

5,5005

3,511

50,045

Градус:

немецкий

0,35663

1

1,7848

1,2521

17,847

французский

0,19982

0,5603

1

0,7015

10

английский

0,28483

0,7987

1,42

1

14,255

американский

0,01998

0,0560

0,1

0,0702

1

щимися песчаниками, алевролитами и глинами. Число пластов песчаников в горизонтах меняется от 2 до 8. Ср. пористость коллекторов колеблется от 14 % (горизонтЮ—XIII) до 22 %; проницаемость от 0,034 (Ю—X) до 0,246 мкм2 (Ю—I). Эффективная мощн. коллекторов изменяется от 3 до 151 м. Амплитуды складки по подошве сеноманского яруса 50 м, ва- ланжинского 70 м, оксфордского 80 м. Углы падения пород на сев. крыле до 2°, на южном до 3°. Наблюдается общее соответствие структурных планов по подошве сеноманского, валанжин- ского, оксфордского ярусов и среднеюрских отложений. Соотношения структурных планов юры н триаса до конца не выяснены.

Залежи УВ пластовые сводовые. К горизонту Ю—I приурочена газоконденсатная залежь. В шести горизонтах нефтяные залежи с газовыми шапками, в пяти — без них. Нефти всех горизонтов относительно легкие (0,828—0,860), смолистые (4,52— 19,4%), высокопарафинистые* (12,0— 29,8 %), малосернистые (0,07— 0,235 %). Содержание асфальтенов от 0,74 до 2,7 %. Выход фракций до 150°С — от 5,0 до 12 %, фракций до 300°C — от 25 до 42 %. Ср. состав газа (%): СН4 76,08, тяжелых УВ 13,84, СО2 0,50, H2S 0,685.

ЖИДКОСТЬ НЕНЬЮТОНОВСКАЯ (бингамовская) — жидкость, движение которой не подчиняется положению Ньютона относительно величины вязкого сопротивления (которое позже получило название «основной закон внутреннего трения Ньютона»). Это положение устанавливает зависи

мость скорости параллельного перемещения частиц жидкости в потоке от расстояния до некоторой неподвижной плоскости. Положение Ньютона служит основой для всей гидродинамики и учения о вязкости жидкостей. Главной особенностью Ж. н. является нелинейность зависимости скорости ее движения от возникающего в жидкости касательного напряжения. Основной характеристикой Ж. н. служат многочисленнее кривые течения (или реологические кривые), отражающие эту зависимость. Среди Ж. н. выделяются: дилатантные, псев- допластичные и вязкопластичные. В практике нефтегазовой геологин приходится иметь дело с такими Ж- н вязкопластичного класса, как глинистые и цементные растворы, парафинистые и асфальтово-смолистые нефти, разного рода суспензии и коллоидные растворы.

Течение вязкопластичной жидкости начинается при напряжении сдвига То и продолжается при напряжениях, изменяющихся по линейному закону, как у обычных ньютоновских жидкостей. Такое поведение можно объяснить образованием в покоящейся жидкости «жесткой» пространственной решетки, заполненной жидкой фазой. Жесткость этой решетки (структуры) такова, что она приводит к полной потере жидкостью подвижности и достаточна, чтобы сопротивляться любому напряжению, не превосходящему т0. Если напряжение превышает То, структура Ж. н. разрушается и она ведет себя, как обычная ньютоновская жидкость Когда напряжение сдвига становится меньше т0,

структура снова восстанавливается.

Многие вязкопластичные жидкости являются тиксотропными — начальное напряжение их сдвига в значительной степени зависит от времени нахождения жидкости в покое. Как правило, с течением времени консистенция этих жидкостей изменяется, они как бы «застудневают», и начальное напряжение их сдвига То увеличивается. Поэтому в общем случае необходимо различать статическое начальное напряжение сдвига тост, характеризующее напряжение в начальный момент движения, когда жидкость выводится из состояния покоя, и динамическое начальное напряжение сдвига тод — минимальное напряжение, необходимое для ее последующего движения.

Знание величины То ст необходимо для решения различных задач, в которых рассматриваются начальные (пусковые) стадии движения тиксотропных Ж. н. Примерами подобных задач могут служить расчеты напряжений, необходимых для возбуждения притока неньютоновской нефти из пласта при испытании поисково-разведочных скважин или при эксплуатации месторождений; расчеты процесса выталкивания массами глинистых или цементных растворов застывшей парафинистой нефти из остановленных трубопроводов и т. д.

Исследование вязкопластичных Ж н. показало зависимость их свойств от повышения или понижения температуры. Было также отмечено, что, если подвергнуть вязкопластичную Ж. н. вибрационному воздействию, напряжение То ст можно свести к нулю. ЖИРЫ — сложные эфиры трехатомного спирта глицерина и карбоновых кислот (триглицериды) общей формулы

CH2(OOR О - CH(OOR2) ~ CH2(OOR3)

где —OORi, —OOR2, —OOR3— кислотные радикалы преимущественно с неразветвленной углеродной цепью, содержащей насыщенные или ненасыщенные углерод-углеродные связи.

Природные Ж, составляющие главную массу липидов, в основном представляют собой более или менее сложные смеси разных триглицеридов с примесью ди-, моноглицеридов, свободных кислот и некоторых других

веществ. Входящие в состав природных Ж. карбоновые кислоты (жирные кислоты) наряду с лигнином являются теми основными компонентами живого вещества, которые способны переходить в ископаемое состояние В соответствии с существующими представлениями жирные кислоты являются предшественниками РОВ сапропелевого типа — главного исходного вещества для образования нефти. Отдельные фракции нефтяных УВ служат сырьем для производства синтетических пищевых и технических Ж

ЗАВОДНЕНИЕ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА — введение в нефтяной пласт воды через скважины, называемые нагнетательными, для поддержания пластового давления при разработке залежей на определенном уровне с целью продления фонтанного периода эксплуатации скважин и повышения суммарной добычи нефти. 3. н. п может быть искусственным и естественным. Наибольшее промышленное применение нашло искусственное заводнение, при котором вода закачивается с земной поверхности. Широкое распространение получили способы, при которых осуществляется поддержание пластового давления с самого начала разработки. В зависимости от места закачки воды различают 3. п. п. законтурное, приконтурное и внутри- контурное. Для повышения добычи нефти в истощенных залежах с плохой проницаемостью коллекторов и с невысокой остаточной водонасыщен- ностью пласта применяется площадное заводнение

При естественном заводнении верхние или нижние водоносные горизонты путем перфорации обсадной колонны соединяются с эксплуатационным объектом. Этот способ заводнения нефтяного пласта наиболее эффективен, когда напор в водоносных горизонтах значительно выше, чем в продуктивном.

ЗАДАНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ — главный утверждаемый показатель планов работ геологических организаций В качестве 3. г. могут планироваться: прирост (перевод в более высокие категории) запасов полезных ископаемых по конкретным объектам разведки; количество запасов, утверждаемых в ГКЗ СССР, и сроки представления отчетов на утверждение; площади геологических, геофизических и других съемок разных масштабов; число площадей, вводимых в поисковое или разведочное бурение; общее число скважин глубокого бурения, заканчиваемых строительством; общее число структур, подготавливаемых для поискового бурения на нефть и газ, и другие показатели, порядок планирования которых регламентируется решениями министерств и ведомств, осуществляющих геологоразведочные работы.

3. г. разрабатываются в соответствии с установленной стадийностью геологоразведочных* работ. Выбор объектов 3. г. обосновывается геологическими предпосылками и экономической целесообразностью постановки работ. Детальность разработки 3 г. зависит от организационного уровня подразделения геологической службы (производственное объединение, экспедиция, партия), которому оно устанавливается '

ЗАДОНСКО-ЕЛЕЦКИЕ СЛОИ — распространены на Русской платформе. Представлены главным образом известняками с прослоями мергелей, ракушняков, глин; иногда карбонатноангидритовыми отложениями. В Припятском прогибе в верхней части разреза лежат соли (более 1300 м). Мощн. З.-Е. с. от 100—200 до 2000 м. Охарактеризованы брахиоподами, спорово-пыльцевыми комплексами В центральной и зап частях платформы разделяются на задонский и елецкий горизонты Возраст поздний девон (ранний фамен). Промышленно нефтеносны в Татарии и Башкирии ЗАКОНОМЕРНОСТЬ РОГОЗИНОЙ — состоит в том, что углеводородный состав газовых компонентов ОВ горных пород на начальных этапах катагенеза и в зоне проявления ГФН отражает генетический тип ис- х;одного для них ОВ Сапропелевая составляющая дает начало гомологам

метана — пропану и более высокомолекулярным УВ, гумусовая составляющая — метану и в меньшей мере этану. После реализации нефтепроизводящего потенциала (т. е. ниже зоны ГФН) О В вне зависимости от генетического типа способно генерировать преимущественно метан. Отношение этана к сумме гомологов метана С3—С5 ориентировочно характеризует генетический тип ОВ пород. Так, сапропелевому ОВ свойственно низкое значение этого отношения (< 0,3), а гумусовому — высокое О 1).

ЗАКОНОМЕРНОСТЬ УСПЕНСКО- ГО-ВАССОЕВИЧА — наименование общей закономерности в групповом составе РОВ, выражающейся в возрастании степени его обогащенности битуминозными компонентами по мере снижения количества РОВ в горной породе. Основной причиной 3. У.—В. является остаточное накопление битуминозных компонентов РОВ за счет диагенетического разрушения других — менее стойких — компонентов Процесс имеет тем большие относительные масштабы, чем ниже концентрация РОВ в породе.

ЗАКУМ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено на акватории Персидского залива в территориальных водах Объединенных Арабских Эмиратов; приурочено к бра- хиантиклиналй 24 X 10 км. Основная нефтеносность связана с известняками нижнемеловой свиты Тамама, залегающими на глубине 2775 м; нефтеносны также отложения верхнеюрской свиты Араб (горизонты A, D). Залежи массивные, сводовые, с газовыми шапками. Нач. извл. запасы нефти 1,6 млрд, т, пл. нефти 0,826. Макс, годовая добыча 14 млн. т (1977 г.).

ЗАЛЕЖЬ ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ — залежь пластового газа, обладающая промышленными запасами свободного газа и конденсата.

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ ГРАВИТАЦИОННАЯ — скопление нефти, связанное с синклиналями или с погребенными впадинами рельефа, в гипсометрически наиболее пониженных частях которых нефть удерживается силой тяжести Чрезвычайно редки (Кэбин, Биг-Крик, Грифтисвилл, Копли в Предаппалачской НГП).

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ И ГАЗА —единичное скопление нефти и газа, заполняющее ловушку полностью или частично. Почти всегда 3. н. г. находятся под напором краевой или подошвенной воды. Исключением являются нефтяные гравитационные и некоторые литологические залежи. 3. н. г. представляет собой открытую динамическую систему, в которой соотношения нефти, газа и воды меняются с течением времени. На ранних этапах накопление УВ выше, чем их рассеяние. В последующем возможно установление равновесия и затем переход к расформированию залежи.

В зависимости от объема 3. н. г. (т. е. от массы заполняющих ловушку УВ), от характера насыщения пласта-коллектора, географического положения, глубины необходимого разведочного и эксплуатационного бурения и от других показателей, по которым оценивается рентабельность разработки в настоящем и будущем, залежи разделяются на промышленные и непромышленные. Весовое соотношение нефти и свободного газа в залежи определяет ее название: в нефтегазовой больше газа, в газонефтяной больше нефти Если газа или нефти в залежи менее 10 % от общих запасов (которые обычно подсчитываются в весовых единицах), ее называют нефтяной или газовой соответственно. Многообразие морфологических и генетических типов ловушек предопределяет и обилие типов 3. н. г.

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ И ГАЗА АНТИКЛИНАЛЬНАЯ (неудачный синоним — структурная) — приурочена к ловушке, в которой нефть и газ удерживаются благодаря антиклинальному изгибу слоев коллектора и покрышки, обусловливающему всесторонний подпор воды. Контролируются чаще всего локальными структурами (третьего порядка и более мелкими), редко — куполами и валами (второго порядка). В зависимости от строения коллектора различают 3. н. г. а.: а) пластовые, в которых положение скопления определяется кровлей и подошвой конкретного пласта-коллектора (чаще всего это песчаник), движение пластового флюида осуществляется вдоль пласта (латерально), а ВНК и ГВК имёют в плане форму,

близкую к кольцевой; исключение составляет залежь неполнопластовая (водоплавающая), которая обладает ВНК или ГВК, по форме близким к кругу; б) массивные, в которых положение скопления контролируется лишь породами покрышки, движение пластового флюида осуществляется по вертикали, а ВНК и ГВК в плане близки к кругу; эти залежи чаще приурочены к карбонатным коллекторам.

Водонефтяной и газоводяной контакты в 3. н. г. а. располагаются во всех случаях полностью внутри контура антиклинальной складки (т. е выше самой глубокой замкнутой изогипсы, очерчивающей антиклиналь). Иногда пласт-коллектор в пределах антиклинальной складки частично замещается слабопроницаемой породой и залежь в плане перестает совпадать с конфигурацией складки. Лишь контуры ее ВНК и ГВК будут сохранять подобие очертаниям изогипс антиклинали. Если замещение слабопроницаемой породой касается свода складки и он оказывается лишенным эффективного коллектора, такую залежь принято называть структурнолитологической (правильнее антиклинально-литологической) , поскольку она будет находиться под двойным контролем (структурной формы и литологии). Если же в своде складки есть эффективный коллектор, залежь называется. антиклинальной литологически ограниченной. Если контуры ВНК и ГВК находятся за пределами антиклинальной структуры и их положение подчинено изолиниям регионального уклона, залежь не контролируется антиклиналью и относится к категории литологических.

Возможны случаи, когда часть антиклинальной складки оказывается денудированной и перекрытой с угловым несогласием более молодыми слабопроницаемыми породами. В таких структурах положение скопления находится частично под контролем структурной формы, а частично — под контролем поверхности несогласия Залежь такого типа принято называть структурно-стратиграфической (лучше антиклинально-стратиграфической) под несогласием.

В антиклинальных структурах обле- кания (и в некоторых других консе-

диментационных складках) к древнему структурно-эрозионному выступу в ядре может примыкать более молодой продуктивный пласт-коллектор. Такую залежь, имеющую в плане форму кольца, обычно называют структурно-стратиграфической (лучше антиклинально-стратиграфической) над несогласием.

Нередки случаи, когда антиклинальная складка рассечена дизъюнктивным нарушением, роль которого может быть двоякой. Нарушение может располагаться на крыле или периклинали так, что преградит доступ нефти и газа к своду складки. В этом случае положение залежи нефти и газа будет находиться под двойным контролем — складчатой формы (ВНК и ГВК располагаются выше самой глубокой замкнутой изогипсы, очерчивающей складку) и дизъюнктивного нарушения (свод складки свободен); такую залежь называют антиклинально-дизъюнктивной. Нарушение может пройти так, что лишь ограничит размеры (площадь) антиклинальной залежи (свод складки занят залежью, ВНК и ГВК расположены внутри складки). В этом случае залежь называется антиклинальной с дизъюнктивным ограничением. Если при любом размещении дизъюнктивного нарушения ВНК и ГВК находятся за пределами антиклинальной структуры и их положение подчинено изолиниям регионального уклона, то залежь нефти и газа не относится к категории 3. н. г. а. и называется дизъюнктивно экранированной.

н. г. а. являются пока основными объектами нефтегазопоисковых работ. В большинстве хорошо изученных НГБ они составляют до 75 % от общего числа открытых залежей ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ И ГАЗА ВОДОПЛАВАЮЩАЯ — см. залежь нефти и газа антиклинальная.

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ И ГАЗА ГИДРОДИНАМИЧЕСКИ ЭКРАНИРОВАННАЯ— приурочена к ловушке, в которой главное препятствие продвижению нефти и газа по восстанию пласта-коллектора создается гидродинамическим влиянием встречного потока воды, вызывающего наклон ВНК или ГВК (подъем переднего по линии движения нефти и газа края контакта). Для образования такой за

лежи необходимо, чтобы соблюдалось соотношение

[Тв/^з-Тн^Ио/.

где ув, Y«(r) — плотность в пластовых условиях соответственно воды, нефти (газа); i— градиент напора потока воды; / — градиент наклона кровли пласта-коллектора.

н. г. г. э. чаще всего развиты на моноклиналях и структурных носах, изредка в синклиналях. Примеры — небольшие скопления на месторождениях Панхендл-Хьюготон, Индиана- Бейси (США), Баракаевское (Сев. Кавказ, СССР).

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ И ГАЗА ДИЗЪЮНКТИВНО ЭКРАНИРОВАННАЯ (неудачный синоним — тектонически экранированная) — приурочена к ловушке, в которой препятствием на пути движения нефти и газа является либо само дизъюнктивное нарушение (т. е. зона дробления пород между плоскостями нарушения), либо пласт слабопроницаемых пород, приведенный в контакт с коллектором по дизъюнктивному нарушению. В отличие от залежей с дизъюнктивным ограничением (см. залежь нефти и газа антиклинальная'), 3. н. г. д. э. обязана своим образованием экранирующей роли дизъюнктивного нарушения, а не антиклинальному изгибу пластов.

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ И ГАЗА ЗОНАЛЬНАЯ— см. ловушка нефти и газа зональная.

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ И ГАЗА ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ— приурочена к ловушке, образованной замещением пород-коллекторов одновозрастными слабопроницаемыми для нефти и газа породами. Различают залежи литологически экранированные и литологически замкнутые. В первых коллекторы экранируются слабопроницаемыми породами только по восстанию, во вторых изолируются со всех сторон. Литологически экранированные ловушки, как правило, связаны с фациальным замещением пород, чаще всего обломочных глинистыми. Литологически замкнутые залежи бывают приурочены к «первичным» ловушкам лишь как исключение, поскольку весьма маловероятно вытеснение во-

ды углеводородами из полностью изолированной линзы. Широко распространены литологически замкнутые залежи во «вторичных» ловушках, полная изоляция которых происходит уже после образования залежи.

Этому способствуют два явления, обычно взаимосвязанные. Первое — торможение вторичных изменений в емкостях, заполненных УВ, по сравнению с изменениями в окружающих водонасыщенных породах, что приводит ко все большему отличию нефтегазонасыщенных коллекторов с сохраняющимися относительно высокими емкостно-фильтрационными свойствами от окружающих залежь водонасыщенных пород с ухудшающимися коллекторскими свойствами Второе явление — серия минералогических процессов на ВПК, что приводит к запечатыванию порового пространства и даже к почти полному отделению залежи от подпирающих ее пластовых вод. Оба этих явления в конечном итоге могут привести к образованию такой 3. н. г. л., которую называют стадиально-эпигенетической запечатанной. Изредка эти залежи бывают безводными, но обычно они содержат немного воды, поскольку процесс запечатывания залежи осуществляется на этапе ее медленного расформирования и из смежных участков ухудшенного коллектора поступает вода, компенсирующая потерю УВ.

Литол'огически замкнутые «вторичные» ловушки другого типа (наложенно-эпигенетические) возникают в плохих коллекторах в результате взаимодействия пород с агрессивными флюидами, приходящими из внешних источников, чаще всего с углекислыми водами. Перераспределение вещества в ходе этих реакций может создать замкнутую ловушку, заполнение которой УВ более или менее синхронно внедрению агрессивных флюидов.

Литологически замкнутые «вторичные» ловушки еще одного типа называются стадиально-эпигенетическими новообразованными; они возникают в некоторых доманикитах, если в соответствующих ГФН условиях отсутствует возможность оттока генерируемой нефти и она остается в тех

порах, которые возникают на месте превращения в жидкую и газообразную фазы твердого ОВ.

Стадиально-эпигенетические запечатанные залежи характерны как для терригенных, так и для карбонатных сильно уплотненных толщ в платформенных областях и краевых системах; залежи в наложенно-эпигенетических ловушках — главным образом для терригенных толщ в подвижных областях; стадиально-эпигенетическое новообразование залежи — для включающих доманикиты существенно глинистых толщ в подвижных областях и на молодых платформах.

Примерами месторождений, в которых обнаружены литологически экранированные залежи, являются: газонефтяное Альдар Вост.-Алжирской НГО, где такая залежь приурочена к среднедевонским песчаникам; газонефтяное Панхендл-Хьюготон Западного внутреннего бассейна (нижнепермские доломиты); нефтяное Ро- машкинское Волго-Уральской провинции (пласт До кыновского горизонта); газонефтяное Новопортовское Зап.-Сибирской мегапровинции (юрские и меловые песчаники), газонефтяное Ярахтинское в Вост.-Сибир- ской мегапровинции (вендские песчаники). Примерами месторождений, где очень большие запасы УВ приурочены к литологически замкнутым залежам, являются: газонефтяное Пембина Зап.-Канадского бассейна (песчаники Кардиум, верхний мел), газовое Картидж бассейна Мексиканского залива (оолитовые известняки Слайго, нижний мел), ряд месторождений бассейна Маракайбо (олиго- цен-миоценовые песчаники).

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ И ГАЗА МАССИВНАЯ — см залежь нефти и газа антиклинальная

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ И ГАЗА НЕАНТИКЛИНАЛЬНАЯ (неудачный синоним — неструктурная) — общий термин для обозначения залежей нефти и газа литологических, стратиграфических, дизъюнктивно экранированных, гравитационных, самозапечатан- ных.

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ И ГАЗА НЕПОЛНОПЛАСТОВАЯ— см. залежь нефти и газа антиклинальная.

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ И ГАЗА НЕ-

СТРУКТУРНАЯ — см. залежь нефти и саза неантиклинальная.

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ И ГАЗА ПЛАСТОВАЯ — см. залежь нефти и газа антиклинальная.

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ И ГАЗА САМО- ЗАПЕЧАТАННАЯ — приурочена к ловушке, образованной в результате юго, что голова пласта-коллектора оказалась запечатанной природным битумом.

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ И ГАЗА СВОДОВАЯ — общее название для таких разновидностей антиклинальных залежей, как собственно антиклинальная (пластовая, неполнопластовая, массивная без литологических или дизъюнктивных ограничений), антиклинальная литологически ограниченная и антиклинальная дизъюнктивно ограниченная.

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ И ГАЗА СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ (стратиграфическая экранированная) —приурочена к ловушке, образованной примыканием пласта-коллектора по восстанию к слабопроницаемым породам другого возраста. Различают: а) залежь под несогласием — пласт-коллектор, залегающий под некоторым углом, и структурно-эрозионный выступ, перекрытые более молодыми слабопроницаемыми породами; наиболее часто встречаются в подвижных областях; б) залежь над несогласием — пласт-коллектор, залегающий под некоторым углом и примыкающий по поверхности несогласия к более древним слабопроницаемым породам; наиболее часто встречается на платформах в зонах регионального выклинивания продуктивных толщ, к этому же подтипу могут быть отнесены залежи в погребенных отложениях русел рек.

Примерами месторождений, в которых очень большие запасы УВ приурочены к 3 н г.с, являются: нефтяное Ист-Тексас в бассейне Мексиканского залива (залежь выявлена в песчаниках Вудбайн, верхний мел); газонефтяное Прадхо-Бей в бассейне Северного склона Аляски (известняки Лисберн, миссиси- пий; песчаники Салдрогит, пермо- триас; песчаники Купарух-Ривер, мел).

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ И ГАЗА СТРУК

ТУРНАЯ — см. залежь нефти и газа антиклинальная.

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ И ГАЗА СТРУКТУРНО-ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ — см. залежь нефти и газа антиклинальная.

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ И ГАЗА СТРУКТУРНО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ — см. залежь нефти и газа антиклинальная.

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ И ГАЗА ТЕКТОНИЧЕСКИ ЭКРАНИРОВАННАЯ — см. залежь нефти и газа дизъюнктивно экранированная

ЗАЛИВА КУКА НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ —расположена в юж. части штата Аляска (США), на акватории зал. Кука Тихого океана* -и на низменных полосах суши, ограниченных на севере Аляскинским хребтом, на юге (на п-ове Кен^й) горами Чагач. НГО вытянута в югозап. направлении. Ее размеры 450 X X П5 км, площадь 38 тыс. км2. Нефтяные и газовые ресурсы осваиваются с 1957 г.

НГО представляет собой центральную часть крупного грабена внутри Тихоокеанского складчатого пояса Сев. Америки. Этот грабен, известный под названием геосинклинали Матапуска, окаймлен на западе и севере разрывами Бруи-Бай и Кэстл-Маунтин, на юго-востоке — разрывной зоной Чагач Разрез сложен мощной толщей кайнозойских отложений, залегающих с угловым несогласием на эродированной поверхности мезозоя, интрудирован- ного гранитами.

Кайнозойские отложения имеют макс. мощн. около 8 км; их объем в пределах бассейна 144 тыс. км3. Они осложнены локальными складками и продольным разрывом. Коренные породы палеоген-иеогенового возраста перекрыты четвертичными ледниковыми отложениями мощн несколько сотен метров. Палеоген- неогеновая толща имеет неморское происхождение. Она выделена под названием канайской серии и охватывает период от позднего олигоцена до позднего плиоцена. Эта серия разделена по составу на 4 свиты (снизу вверх): Вест-Форленд, Тионек, Белуга и Стерлинг Все они представлены песчаниками, алевро литами, глинами с прослоями

лигнитов и суббитуминозных углей и конгломератов. В основании свиты Тионек находится главный нефтеносный горизонт Хемлок. Кроме того, во всех свитах кенайской серии располагаются еще газоносные песчаные горизонты.

Нефтяные источники на зап. берегу зал. Кука были обнаружены в 1853 г.; к 1980 г. в районе открыто 8 нефтяных и 19 газовых -месторождений. Опи расположены и на акватории зал. Кука, и на прилегающей территории, в частности на п-ове Кенай. Нач. запасы нефти 211 млн. т, газа 214 млрд, м3; добыто соответственно 26 млн. т и 31 млрд. м3. Среди месторождений 2 крупных (нефтяное Макартур-Ри- вер и газовое Кенай) и 11 средних. Перспективы дальнейших открытий велики.

ЗАМКНУТОСТЬ НЕФТЕГАЗОНОСНОГО ОБЪЕКТА (изолированность) — отсутствие обмена углеводородами данного нефтегазоносного объекта с другими окружающими его геологическими объектами. Термин применим к объектам (провинциям, бассейнам, комплексам),представляющим собой систему, в пределах которой сочетаются процессы как нефтегазогенерации, так и аккумуляции. Миграция УВ в хорошо изолированных (замкнутых) объектах ограничивается барьерами — надежными региональными покрышками и окружающими поднятиями, препятствующими как эмиграции, так и иммиграции заметных количеств УВ. В идеальном случае в пределах подобных объектов должна существовать устойчивая зависимость между потенциалом нефтегазогенерации и содержащимися в них начальными потенциальными ресурсами нефти, газа и природных битумов. Аналогичная зависимость должна наблюдаться также в нефтегазоносных объектах, где приток УВ уравновешен оттоком; с известной мерой условности они могут быть также отнесены к замкнутым объектам.

Реальные же нефтегазоносные объекты (провинции, бассейны и особенно комплексы) отличаются раз- 'тной степенью замкнутости, кото- пи прогнозе нефтегазоносности

необходимо предварительно оцепить либо на полуколичественном уровне (полузамкнутые, полуоткрытые, открытые, квазизамкнутые объекты), либо по формуле, обеспечивающей в первом приближении расчет замкнутости:

z—г- f Й <s -s<)]/s"±±(Р,/Р) Iga.

где Z — показатель замкнутости; S— площадь оцениваемого объекта; St — часть площади объекта, надежно экранируемая региональной покрышкой; п — число региональных покрышек; Р— общий периметр объекта, Рх — протяженность границ объекта с соседними перспективными территориями, с которыми возможен обмен УВ (знак «плюс» — иммиграция, «минус» — эмиграция); a — средний угол наклона пластов у «раскрытых» границ, т. е. на участках, примыкающих к соседним перспективным территориям.

Если Z отличается от 1 не более чем на 5—7 %, объект можно считать замкнутым; при отклонении до ±(124-15)% — объект полузамкнутый и необходимо вводить поправку на потери У В (при Z < 1) или на подток У В (при Z >- 1). Более значительные отклонения требуют изменения границ объекта оценки. Анализ мировых данных показал, что большинство разведанных бассейнов можно считать достаточно замкнутыми, тогда как большинство комплексов слабо замкнутые.

ЗАМОК ЛОВУШКИ (точка вытачивания) — гипсометрически наиболее глубокая часть экрана (покрышки), определяющая предельное заполнение ловушки. Следует различать структурный 3. л. при горизонтальном положении ВНК (ГВК) и гидродинамический З.л. при наклонном положении контакта, обусловленном движением контурных (подошвенных) вод. Структурный и гидродинамический замки совпадают в своем положении лишь при наклоне ВНК (ГВК) строго в направлении структурного 3 л. При ином направлении наклона гидродинамический" З.л.

располагается гипсометрически ниже структурного 3. л., и тем ниже, чем больше наклон контакта.

ЗАМОК СКЛАДКИ — см. складка.

ЗАМЫКАНИЕ ГЕОСИНКЛИНАЛИ— процесс преобразования гео- синклинальных прогибов и поднятий в складчатые структуры, знаменующий собой окончание геосинклиналь- ного этапа развития. Конечная фаза 3. г. документируется по проявлению главной складчатости.

ЗАПАДНАЯ ВНУТРЕННЯЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ (МИДКОНТИНЕНТ) — расположена в центральной части США, занимает значительную часть Сев.-Аме- риканского кратона. Относится к краевой платформенной впадине, примыкает на юге к складчатому поясу поднятий Амарилло-Уичита. В латеральном отношении замкнута неполностью: в допенсильванское время была связана с Пермским бассейном, в настоящее время — с впадиной Аркома (Предуошитский бассейн). На западе от бассейна Денвер ее отделяют своды Лос-Эни- мас, Кембридж и Чедрон, на востоке— поднятие Озарк, Миссисипская седловина, свод Висконсин (выступ Канадского щита), выступ Сиу ограничивает провинцию с северо-запада. Начало промышленного освоения относится к 1887 г.

В плане Мидконтинент слабо вытянут в сев.-вост. направлении. Его площадь 721 тыс. км2. Объем осадочных пород 1,4 млн. км3, более 90 % приходится на палеозойские породы, около 7 % — на мезозойские. Фундамент докембрийского возраста, макс, глубина его залегания во впадине Анадарко 11 км. Макс, мощи палеозойского разреза до 10,5 км, мезозойского (на западе) до 1 км, кайнозойского до 150 м. Региональные перерывы — в нижнем -силуре, нижнем миссиси- пии, верхнем Пенсильвании и в основаниях перми, триаса и юры. Отложения преимущественно морские. Карбонатные породы составляют около 30 %.

Мидконтинент резко асимметричен и сложно построен. Наиболее глубокие впадины Анадарко и Ардмор приурочены к юж. оконечности провинции. Сев. шельфовая область с

мощн. чехла до 2 км разделяется на отдельные синеклизы: Додж- Сити, Селанн, Форест-Сити. Их разделяют Центральноканзасское поднятие и кряж Немаха.

Локальные структуры сев. части представлены конседиментационными куполами площадью до 12 км2 и амплитудой десятки метров. В юж. части развиты асимметричные вытянутые антиклинали с амплитудами до 300 м, нередко нарушенные разрывами. Заметную долю на севере (до 40 %) составляют неантиклинальные залежи — литЪлогически экранированные, в русловых и прибрежных образованиях, в структурах облекания. ’Наиболее характерны они для Пенсильвания.

Палеозойский разрез делится по несогласиям на 4 структурных этажа, которым приблизительно соответствуют нефтегазоносные комплексы: от кембрия до девона, миссисипский, пенсильванско-пермский и верхнепермский. Региональные покрышки связаны с верхнедевонскими глинами и мергелями, с глинами свиты Чероки в низах Пенсильвания, а также с нижнепермскими солями и с верхнепермской глинисто- соленосной толщей. Продуктивные горизонты в нижнем комплексе: известняки Арбокл, Кантон, Виола, песчаники Симпсон. В Пенсильвании встречено до 10 продуктивных пластов. В пермских отложениях газоносны серии Самнер и Чейз

Значительная часть нефтяных месторождений приурочена к сев. области провинции. Газовые тяготеют к югу и юго-западу провинции, к прогибу Анадарко-Ардмор. Здесь находится газовый сверхгигант Пан- хендл-Хьюготон Встречены самые разнообразные типы залежей, общее число которых более 6000. Они распределяются на глубинах от нескольких сотен метров до 9,6 км (наиболее глубокая газоконденсатная залежь в Анадарко), пики распределения 0,6—1,8 и 4,5—6 км. Большинство нефтяных залежей находятся в интервале 1—2 км, макс, глубина до 4,9 км.

Доказанные нач. извл. запасы нефти 2,4 млрд, т, газа 3,7 трлн м3 Более половины запасов газа

(1,9 трлн м3) приходится па месторождение Панхендл. Дополнительные потенциальные ресурсы нефти (извл.) 235 млн т, газа 1,26 трлн м3. Крупные месторождения нефти Кашинг, Хевитт, Хильттон, Оклахома- Сити, Эльдорадо, газа — Геджибай- Крик, Норт-Кастер-Сити, Уошито- Крик, Мокан-Лаверн.

ЗАПАДНО-КАНАДСКАЯ Н ЕФТЕ- ГАЗОНОСНАЯ МЕГАПРОВИНЦИЯ — охватывает территорию провинции Альберта, юж. и центральную части Саскачевана, юго-зап. районы Манитобы и сев.-зап. районы Британской Колумбии. Занимает обширную равнинную территорию Канады, протянувшуюся с юга-востока на северо-запад на 2500 км при ширине на юге 1100 км, на севере до 500 км. Начало освоения 1890 г., когда было открыто газовое месторождение Мэ- дисон-Хэт.

НГМП представляет собой крупный перикратопный прогиб на склоне Канадского щита. На востоке прогиб ограничен выходами па поверхность докембрийских кристаллических образований Канадского щита, на западе — эпигеосинклинальпы- ми Скалистыми горами, на юге — межбассейновым сводом Суитграсс, на севере — областью маломощного развития пород прогиба. Докембрийские кристаллические породы развиты на всей территории прогиба, но в поясе предгорий Скалистых гор складчатый фундамент представлен мезозойскими и более древними породами, переработанными ларамийской складчатостью Макс глубина залегания фундамента находится у предгорий в Дип-Бейзине, где он не был вскрыт на глубине 4500 м

Платформенный чехол прогиба сложен палеозойскими, мезозойскими и палеогеновыми преимущественно морскими отложениями. Палеозой представлен породами кембрийской, девонской и каменноугольной систем — известняками, в том числе рифовыми, глинами, эвапоритами (в девоне) и песчаниками. Мощн. кембрийских пород до 400 м, девонских до 1000 м, каменноугольных до 315 м Встречаются также ордовикские, силурийские, пенсильванские и пермские породы. Мезо

зой представлен всеми тремя системами, сложенными исключительно глинами и песчаниками. Мощн. триаса до 500 м, юры до 100 м, мела до 1650 м. Палеогеновые терригенные породы имеют мощн. 150 м Несогласия и перерывы ограничивают сверху и снизу кембрийскую, триасовую и юрскую системы, еще одно несогласие разделяет средний и верхний девон Наибольшая мощность фанерозоя (>8 км) известна в зоне передовых складок Скалистых гор. Общ. объем фанерозойских пород в прогибе 1,6 млн км3, а с учетом подвергшихся ларамийской складчатости — 3,7 млн км3.

Основной структурный ’ план бассейна определяется его платформенным бортом шириной до 450 км, представляющим собой пологую моноклиналь. Ширина складчатого борта прогиба, образованного складчато-покровными дислокациями, не превышает 80 км Прогиб имеет слабую структурную расчлененность, поэтому его нефтегазоносность контролируется прежде всего широким развитием рифовых образований, зонами выклинивания и несогласного залегания, а также локальными поднятиями.

В Зап.-Канадском прогибе выявлено около 1000 месторождений, из них более 650 газовых, в том числе 7 крупных. Среди нефтяных месторождений запасы только двух превышают 100 млн т. Нефтегазоносны кембрийские, девонские, миссисипские, пенсильванско-пермские, триасовые, юрские и меловые отложения в интервале глубин 200—3500 м Выделяется свыше 25 продуктивных пластов, наибольшее число которых сосредоточено в песках меловой системы.

В палеозое продуктивны прежде всего верхнедевонские рифовые известняки Рифовый ареал зоны Форт-Нельсон на северо-западе бассейна содержит более 30 месторождений нефти и газа Восточная рифовая зона Рейнбоу-Зама протянулась в сев -вост направлении на 180 км при ширине более 30 км. Высота рифов от 30 до 244 м, площадь некоторых из них до 20 км2 В зоне выявлено до 120 нефтяных и более 30 газовых и газоконденсатных ме-

сюрождений. Центральный рифовый ареал расположен на юго-вост, склоне поднятия Пис-Ривер. Здесь из- нестно несколько десятков месторождений, преимущественно нефтяных. Крупнейшее из них Суон-Хиллс содержит 177,8 млн т нефти в семи продуктивных пластах на глубине °230—2750 м. Юго-восточный, или Эдмонтонский, рифовый ареал содержит 2 крупных нефтяных месторождения — Редуотер и Ледюк-Вуд- бснд (их суммарные запасы больше 180 млн. т).

Ареалы нефтегазонакопления, связанные с зонами выклинивания, приурочены к отложениям мелового, среднедевонского и кембрийского возраста Газонефтяное месторождение Пембина содержит три литологически экранированные залежи в толще Кардиум, кроме того, на площади месторождения продуктивны юрские и миссисипские породы На вост, и юго-вост, склонах поднятия Пис-Ривер нефтеносны выклинивающиеся по восстанию песчаники среднего девона и кембрийские песчаники, залегающие в выступах рельефа кристаллического фундамента. Месторождения нефти и газа, связанные с пологими конседиментациои- ными брахиантиклиналями и куполами, расположены на северо-западе и северо-востоке бассейна. Свыше 40 месторождений, преимущественно газа, развито здесь в меловых песках межбассейнового поднятия Су- итграсс. На складчатом борту бассейна выделяются две зоны нефтегазонакопления: западная, приуроченная к внутренней части борта, и восточная — на внешней его части

Нач. геол, запасы нефти и газа в бассейне 11,86 млрд т. Бассейн славится своими геол запасами природных битумов, достигающими 214,6 млрд. т. Пл. битумов 0,9725— 1,0291, глубина залегания от 0 до 750 м. Битумы приурочены к нижнемеловым пескам континентального (речного и др.) происхождения и сосредоточены в месторождениях Атабаска, Пис-Ривер, Колд-Лейк и Вабаска. Битумы широко распространены н в палеозойских карбонатных породах, где их прогнозные геол, ресурсы оцениваются такой же

величиной, как и в нижнемеловых песках

ЗАПАДНО-МАРОККАНСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена в зап части Марокко. В тектоническом отношении представляет собой прогиб, погружающийся в сторону Атлантического океана. Прогиб выполнен мезозойскими и кайнозойскими отложениями. Его размеры 425 X 130 км, площадь 58 тыс. км2, объем осадочного выполнения 146 тыс км3. Ориентировка длинной оси субмеридиональная Начало освоения НГО 1957 г.

Фундаментом впадины является герцинский комплекс, представленный метаморфическими породами. Осадочная толща мощи до 6 км в нижней части сложена каменной солью с горизонтами мергелей (пермь и триас), в верхней — известняками, доломитами, мергелями, глинами, песчаниками и ангидритами (юра, мел). Кайнозойские песчаники и глины с известняками в нижней части имеют мощи до 250 м.

В пределах НГО выделяются три впадины (с севера на юг): Дуккала, Эссауира и Сус. Две последние достигают глубины 6 км. Нефтегазоносной является впадина Эссауира. Нефть и газ приурочены к солянокупольным структурам, коллекторами служат карбонатные горизонты юры. Типы залежей, массивные и дизъюнктивно экранированные. Всего открыто 3 месторождения (1 нефтяное и 2 газовых). Месторождения — меньше 1 млн т. Нефть легкая, газ в основном метановый (СН4 82 %, N2 11,2 %).

ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ МЕГАПРОВИНЦИЯ — протягивается от вост, склонов Уральского хребта до Енисея и от Сев. Ледовитого океана до Казахского нагорья и Алтая. Площадь более 2 млн. км2 (без учета акватории). Планомерные нефтепоисковые работы начаты в 1948 г НГМП — эпигерпинская плита с трехъярусным строением: складчатый фундамент, промежуточный структурный этаж (ПСЭ) и платформен-. ный чехол. Закрытость провинции хорошая, только на северо-востоке она граничит с перспективным Ени- сей-Хатангским прогибом. Ср. длина

НГМП 1900 км, максимальная 2550 км; ср. ширина 1400 км, максимальная 1950 км. Объем пород (млн. км3): общий 8,305 (?), палеозоя 2 (?), мезозоя 5,6, кайнозоя 0,705. Азимут длинной оси 180°.

Фундамент гетерогенный, сложен интенсивно дислоцированными иглу- бокометаморфизованными породами докембрия и палеозоя. Районирование фундамента основано на времени завершения складчатости (докембрийской, каледонской или герцин- ской). Макс, глубина залегания кровли фундамента 16 км. Макс, мощн. пород палеозоя 5 км, мезозоя 10 км, кайнозоя 0,7 км, осадочного чехла 11 км. ПСЭ в разных районах имеет разный возраст — от докембрия до триаса — и представлен сла- бометаморфизованными толщами, среди которых наряду с осадочными породами (терригенными и терриген- но-карбонатными, в том числе рифогенными, угленосными, красно- и пестроцветными) встречаются вулканогенно-осадочные и вулканогенные. В сев. и сев.-вост. районах ПСЭ залегает сплошным покровом мощн. до 5,5 км (Ево-Яхинская впадина). На ряде древних сводов (Нижневартовском, Межовском, Александровском) ПСЭ имеет минимальные мощности или отсутствует совсем. Крупные региональные перерывы фиксируются между фундаментом и ПСЭ, между ПСЭ и чехлом, в подошве тюменской свиты, между олигоценом и неогеном (только в сев. районах). В осадочном чехле доля морских отложений 40 %/ континентальных 60 %, карбонатных менее 1 %.

Провинция имеет блюдцеобразную форму и включает 26 крупных обособленных впадин. Макс, углы регионального наклона подошвы осадочного чехла 3—3,5° (юг Ямала и Усть-Енисейский район), минимальные 30' (вдоль восточного склона Урала), ср. углы наклона вост, борта 2° 15', западного 45'. НГМП разделяется на 4 НГП, являющиеся относительно самостоятельными нефтегазоносными объектами. Внутри провинций выделяют области устойчивого прогибания — бассейны и разделяющие их области относительного поднятия — межбассейны. Для Северной, Центральной и Южной про-

винний средняя суммарная интенсив ность тектонических структур равна соответственно для бассейнов 0,13, 0,12; 0,13 м/км2, для межбассейнов 0,17; 0,19; 0,15 м/км2. Четвертая (Восточная) провинция изучена пока плохо.

В НГМП закартировано около 1900 локальных поднятий. Их площади от 5 до 1200 км2, амплитуды по нижним горизонтам мезозоя от десятков метров до 800 м; вверх по разрезу амплитуды уменьшаются и по горизонтам палеогена нс превышают 10—50 м. Углы наклона крыльев структур достигают по поверхности фундамента 10—12°, по мезозойским породам 2—5°, по породам палеогена 20—30'. Большинству локальных поднятий соответствуют приподнятые блоки в фундаменте.

В осадочном чехле выделяются две однородные глинистые региональные покрышки, по площади соизмеримые с НГМП: верхнеюрско-валанжинская и туронско-палеогеновая Обе покрышки опесчаниваются в вост районах провинции. Региональные покрышки экранируют два нефтегазоносных комплекса: юрский (точнее, триасово-юрско-нижнемеловой) и меловой (точнее, мел-палеогено- вый).

Юрский комплекс (питающий) регионально нефтегазоносен на всей территории. Его мощность изменяется от 0 или нескольких метров в зонах выклинивания до 200—500 м в Центральной провинции и до 1— 3 км в Северной провинции. Породы комплекса обогащены РОВ (Сорг в среднем 4 %) при степени его катагенеза до Г — Ж в Центральной провинции и до ОС — Т — в Северной. Комплекс включает основные нефтематеринские толщи. Большинство залежей сосредоточено в самых верхах проницаемой части комплекса, непосредственно под региональной покрышкой. В Северной провинции комплекс пока изучен плохо. Меловой комплекс (принимающий) содержит основную часть ресурсов УВ и также регионально нефтегазоносен. Мощность комплекса в среднем 1500—2000 м. Породы комплекса в целом обеднены РОВ, степень его катагенеза невысока, больший-

Схема взаимоотношения юрских и меловых свитв Северной провинции Западной Сибири

^дс Отдел

Сеноманский

ЯрусКоньякский

Гуронский

Свиты (мощностям)

Кузнецовская20-70

I Насоновская

I до 470

F°«^

<

Аптский

Барремский.

Готеривский

Валанжинский

Берриасский

Волжский

Кимериджский

Оксфордский

Келловейский

i

§

о

Морресалинская I

——~300 I

Альбскии хаять^М^сийская^

о © е

Танопчинская

во 1200

Ахская

до 600

Покурская

х^1ыдинскаА | зво-чво!

400-1000 © ♦

ая

- L о

I Долганская

- I до 600

Малохетская

Виртов екая

170-460

до ООО

| Мегионская

Суходудинская 300-700

?

до 1200 Х1^^1^ © е О

Даниловская !

I Абалак- । ская

Баженовская10-70

Георгиевская

0-22

е ©

Васюганская

\Яно8станская

Во 140

-9 ©

Болыиехетскаясериядо 460

20-100

20-110 ♦ © Тюменская

более 600

|до 700

4 о

I Сиговская

I 20-150

Таманскаядо 500

Болыиехетскаясерия400-2500

О Газ© Газоконде мсат

♦ Нефть

ство залежей УВ комплекса образовано за счет юрского и более глубоких источников.

Распределение залежей по разрезу различно в разных районах и в связи с повсеместно высокими коллекторскими свойствами песчаников зависит от положения и свойств субрегиональных, зональных и локальных покрышек (табл. 3.1, 3 2). Общее распределение залежей жидких и газообразных УВ подчиняется строгой закономерности: газовые и нефтегазовые месторождения полукольцом с запада, юга и юго-востока окружают территорию распространения нефтяных и преимущественно нефтяных месторождений с центром в Широтном Приобье. Севернее Сибирских Увалов располагается «переходная полоса*, где одинаково широко развиты как газовые, так и нефтяные месторождения. На месторождениях З.-С. НГМП открыто более 700 залежей, приуроченных в

основном к песчаникам юрского и мелового возраста. Около 20 залежей выявлено в доманикитах баженовской свиты. Несколько залежей обнаружено в карбонатных породах доюрского возраста.

Большинство залежей антиклинальные, сводовые пластовые или массивные, реже встречаются антиклинальные литологически и стратиграфически ограниченные и совсем редко стратиграфические и литологические. Залежи неантиклинального типа выявлены на Северо-Губкинском, Вэнгаяхинском, Восточно-Тар- косалинском, Восточно-Тарасовском, Южно-Сургутском, Утреннем, Ново- портовском и др. месторождениях. Дизъюнктивно экранированные и ограниченные залежи редки, серия таких залежей обнаружена на Русском месторождении, а также на ряде месторождений в кровле ПСЭ и подошве осадочного чехла В З.-С. НГМП открыто около 350 месторож-

Схема взаимоотношения юрских и меловых свитв Центральной провинции Западной Сибири

Систе

Отдел

Сеноманский

Альбский

Аптский.

Барремский

Готеривский

валанжинскии

Ьерриасский

Волжский

Камераджскаа

ЯрусКоньякскиаТуронский

Уватская

Сбиты (мощность, м)

до 300 [

Ханты- Мансийская до 300„

бакулевская 120-315

Hout адская

ОЛе у шанс кая

170-250Алясовскаядо 200

Тутпеймская

40-90

Оксфордский

Келловейскиа

_ о

Вогулкин- ская •

-толща '

\ до 130 :

Фролобская

600-800

Абилинская

20-601

Кузнецовская

до 139 О ф Ло курская

Алымская

400-500

е © о

Варшавская

до 550

Мегионская

Тюменская

400 - 600

О 'Газ © Газоконденсат

70-136

Киялинская

| 400-685

"7^ ф Тарская до 200"

500 -570 । ф Куломзинская ~200

баженовская

10-70 Георгиевская 0-22

♦ ©

Васюганская

20 -110

ф © о

ф Нефть

ХМарьяновская

| 40-125

| Наунакская ! I| 40-120 / |

дений, из которых 250 нефтяных и газонефтяных и 100 газовых и газоконденсатных.

ЗАПАДНО-СУРГУТСКОЕ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено в Тюменской области в 20 км на северо-запад от г Сургут Открыто в 1962 г. Мезо-кайнозойские отложения имеют мощн. 2800— 2950 м. Промышленная нефтеносность связана с отложениями юры (тюменская свита) и нижнего мела (мегионская и вартовская свиты). Приурочено к локальному поднятию площадью 190 км2 в центральной зоне Сургутского свода. По кровле продуктивного пласта в верхней части разреза вартовсКой свиты складка оконтуривается изолинией 2015 м при амплитуде 45 м Залежи нефти выявлены в шести пластах отложений нижнего мела и в одном пласте юры. Все залежи с коллекторами порового типа. Открытая пористость песчаников снизу вверх по разрешу

увеличивается от 15 до 25,9 %, проницаемость с глубиной уменьшается от 0,71 до 0,03 мкм2.

По типу ловушек залежи относятся к антиклинальным с литологическим ограничением, за исключением одной залежи в верхней части вар- товской свиты, которая имеет ловушку чисто антиклинального типа Режим залежей упруговодондпор- ный Все залежи являются нефтяными. Пл. нефти 0,894—0,887, выход фракций до 300 °C составляет 32,8— 33,3 %, содержание серы 1,56— 1,93 %, парафинов 2,98—3,21 %, силикагелевых смол 13,85—15,6 %, асфальтенов 1,23—2,4 %. В пластовых условиях нефть содержит в среднем 40—48 м3/т растворенного газа.

ЗАПАДНО - ТАРКОСАЛИНСКОЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— расположено на севере Тюменской области в среднем течении р. Пур. Открыто в 1972 г. Приурочено к брахиантикли-

нальному поднятию на сев. окончании Верхнепурского мегавала, имеющему по кровле сеноманского продуктивного горизонта размеры 8 X X 40 км и амплитуду 70 м. На месторождении открыты одна газовая залежь в сеноманских отложениях, шесть газоконденсатных (часть из них с нефтяными оторочками) и одна нефтяная залежь в нижнемеловых отложениях.

Газовая залежь в сеноманских отложениях приурочена к горизонту па глубинах 1060—1140 м. Пористость коллектора 0,6—41 %, проницаемость 0,0006—4,3 мкм2. Мощн. турон-палеогеновой глинистой покрышки до 650 м.

Абсолютно свободные дебиты газа 1200—4800 тыс. м3/сут. 7*пласт — 30-7- -~34 °C. Залежь массивная высотой 47 м.

Газоконденсатные залежи приурочены к нижнемеловым отложениям низов вартовской и верхов мегион- ской свит на глубинах от 2450 до 2650 м. Пористость коллекторов 16— 24 %, проницаемость 0,0003—0,4 мкм2. Абсолютно свободные дебиты газа 70—1850 тыс. м3/сут. Тпласт = 72-F 4- 78 °C. Залежи пластовые сводовые. Высота газовой части залежей до 70 м. Верхние две залежи имеют нефтяную оторочку высотой 10— 15 м.

Нефтяная сводовая залежь приурочена к отложениям ачимовской толщи, имеет высоту 20 м. Дебит нефти 16,5 м3/сут. Нач. пластовое давление в 1,4 раза превышает нормальное гидростатическое. Тпласт = = 96 °C.

ЗАПАДНО-ТЕЛЬСКАЯ НЕФТЕНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена в сев.-зап части Алжира В тектоническом отношении представляет собой межгорный прогиб 70X 340 км, его площадь 15 тыс. км2, объем осадочного выполнения 30 тыс км3. Ориентировка длинной оси ВСВ. Начало освоения 1912 г. Фундаментом является складчатый мезозойский комплекс осадочных пород. Его покрывают кайнозойские песчаники, глины, известняки и конгломераты мощн до 3,5 км. Они образуют нарушенные разрывами брахиантиклиналь- нке структуры, с которыми связаны нефтяные месторождения. Залежи

(пластовые сводовые) приурочены к песчаным горизонтам миоцена. Открыто два нефтяных месторождения— Апт-Зераб и Тякуане — на глубинах до 400 м. Нефть тяжелая. Запасы ее ничтожные. Оба месторождения выработаны (добыто 30 тыс. т). ЗАПАСЫ — величина выявленных по данным бурения ресурсов газа, конденсата, нефти, природных битумов и содержащихся в них полезных компонентов в количествах, достаточных для промышленной разработки в настоящем или будущем (в США термин «reserves» применяется лишь к запасам, подлежащим извлечению в настоящем). В СССР 3. подразделяются на: балансовые — запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно, забалансовые — запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в категорию балансовых.

В составе балансовых выделяются и учитываются геологические 3 — общее количество полезного ископаемого в залежи вне зависимости от возможностей его извлечения (англ, inplace) и извлекаемые — та часть балансовых 3, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат и при соблюдении требований по охране недр и окружающей среды. Соотношение между извлекаемыми и геологическими запасами определяется коэффициентом извлечения.

По степени изученности (подготовленности) 3,. делятся па 4 категории* А, В, С] и Сг. Первые три составляет разведанные запасы,*последняя категория носит название «предварительно оцененные». Отнесение 3. к той или иной категории зависит от детальности полученной информации о пространственном распределении, условиях залегания и качестве " сырья для обоснования проекта разработки месторождения. '

К категории А относятся запасы залежи (или ее части), изученные с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной мощности, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств, нефте- и га- зонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидро- и пьезопроводность и др.).

* К категории В относятся запасы залежи (или ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная мощность, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенность продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи.

К категории Ci относятся запасы залежи (или ее части), для которой нефтегазоносность установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах. Тип, форма и размены залежш Условия • залегания вмещающих нефть и газ пластов- коллёкТоров установлены по резуль- татач бурения разбёдочных и эксплуатационных СКважин и апробированными в данном районе методами реологических И геофизических исследований. Литологический состав, ТИП коллектора, Коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, эффективная нефте- и газоиасЫщенная мощность продуктивных пластов изу-

чены по керну и по материалам геофизических исследований скважин Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтяным скважинам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки Продуктивность скважин, газо- и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.

К категории С2 относятся запасы залежи (или ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий, а также в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений. Форма и размеры залежи, условия залегания, мощность и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями.

Сопоставление классификаций запасов и ресурсов нефти и газа, принятых в СССР и за рубежом, приведено в табл. 3.3.

Подсчет запасов по категориям проводится раздельно для каждой залежи с помощью соответствующих методов подсчета запасов. Запасы нефти и конденсата, а также этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитываются и учитываются в единицах массы (в тоннах), а запасы горючего газа и гелия — в единицах объема (в кубических метрах), приведенных к стандартным условиям — 0,1 МПа при 20 °C. ЗАПАСЫ АКТИВНЫЕ (ПАССИВНЫЕ) — запасы нефти и газа месторождений (залежей), вовлеченные в разработку либо подлежащие Пводу в разработку в ближайшие годы

Сопоставление классификаций запасов и ресурсов нефти и газа, принятых в СССР и за рубежом

СССР

США, Канада, Саудовская Аравия

Франция, ФРГ, Нидерланды

Страны Сев.

Африки

Запасы

Разведанные

А

Установленные (identified)

Подтвержденные (demonstrated)

Разбуренные, разрабатываемые (drilled, developed)

Измеренные (measured), доказанные (proved)

Доказанные

Доказанные

Hep азра батыв аемые (undeveloped)

В

С,

Отмеченные (indicated)

Вероятные (probable) -

Вероятные

Предварительно оцененные

с.

?

Подразумеваемые, расчетные (inferred)

Ресурсы потенциальные

Перспективные

С3

Возможные (possible)

?

Гипотетические (hypothetical)

Прогнозные

Di

d2

Умозрительные, теоретически возможные (speculative)

Пр имечание. Иностранные термины даны в наиболее употребительных переводах.

В отличие от 3 а, существует понятие запасов пассивных, к которым относятся запасы по месторождениям, залежам, отдельным участкам или блокам, являющиеся балансовыми, но по тем или иным причинам (экономическим, технологическим и др ) не вовлекаемые в разработку и не влияющие на возможности развития добычи в ближайшем будущем.

ЗАПАСЫ ВЕРОЯТНЫЕ (probable reserves) — выделяются по классификации АНИ — АГА в США для обозначения ожидаемого прироста доказанных запасов нефти и газа в известных залежах благодаря уточнению их границ в процессе доразведки. Кроме того, сюда относятся запасы новых залежей в горизонтах с уже доказанной продуктивностью в пределах эксплуатируемых месторождений 3. в соответствуют принятым в СССР категориям запасов Ci и Сг. Используется также более широкий термин «вероятный конечный прирост запасов» на данном месторождении (probable final discoveries), учитывающий тот объем дополнительной продукции, который может быть получен в результате применения вторичных методов извлечения

ЗАПАСЫ ВТОРИЧНЫЕ (secondary recovery reserves) — количество нефти, которое может быть извлечено из недр вторичными методами разработки, главным образом заводнением. К ним применимо деление на принятые в СССР и за рубежом категории запасов Однако при этом главным условием является доказанная практикой рентабельность тех или иных вторичных методов добычи на данном месторождении либо в близких районах.

ЗАПАСЫ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ — см запасы.

ЗАПАСЫ ДОКАЗАННЫЕ (proved reserves)—согласно принятой в США классификации АНИ — АГА количество нефти и газа, получение которого несомненно рентабельно при данных технико-экономических условиях. В эту категорию не включаются забалансовые ресурсы на дату оценки или количество УВ, которое может быть получено за счет применения вторичных методов, если

они пока не внедрены Отнесение запасов к категории доказанных должно быть обосновано получением промышленных притоков не менее чем в двух скважинах с разных гипсометрических уровней. Однако на практике по конъюнктурным эко комическим соображениям фактичс ская обоснованность 3. д. сильно колеблется в разных странах. В одних случаях к ним относят запасы крупной залежи, вскрытой лишь одной скважиной, а в других — не othochi запасы, подтвержденные многочисленными скважинами. 3. д. в СССР примерно соответствуют категориям А и В, но в отдельных случаях частично и Сь

ЗАПАСЫ ИЗВЛЕКАЕМЫЕ — см запасы.

ЗАПАСЫ ИЗМЕРЕННЫЕ (reserves measured) —по классификации Горного бюро в США категория извлекаемых запасов (для всех видов полезных ископаемых), которые подсчитаны по параметрам, установленным в результате детального опробования скважин с точностью ±20 %• Приблизительно соответствуют принятым в СССР категориям запасов А и В.

ЗАПАСЫ НЕФТИ И ГАЗА ИЗВЛЕК А ЕМ Ы Е — см запасы.

ЗАПАСЫ ОТМЕЧЕННЫЕ (reserves indicated) — применяемое в США по классификации Горного бюро обозначение группы запасов, менее достоверных, чем измеренные (для всех видов полезных ископаемых). Подсчет их основывается на отдельных прямых измерениях параметров залежи и частично на определяемых путем экстраполяции По классификации АНИ — АГА сюда относятся запасы известных месторождений нефти и газа в установленных продуктивных горизонтах, которые могут быть дополнительно получены в случае применения более совершенных методов воздействия на пласт (вторичных, третичных). 3 о приблизительно соответствуют сумме принятых в СССР категорий запасов Ci и частично Сг-

ЗАПАСЫ ПЛАСТА УПРУГИЕ —см упругоемкость

ЗАПАСЫ ПОДЗЕМНЫХ ВОД — ко личество воды, заполняющей открытое пустотное пространство горных

пород (вода гравитационная). Различают 3 п в., а) динамические (синоним — возобновляемые естественные ресурсы), равные естественному расходу потока подземных вод, б) статические (вековые) — общее количество гравитационной воды в пласте (горизонте, комплексе), эти шпасы практически изменяются только в геологическом времени, в) эксплуатационные — количество воды, которое может быть получено из пласта (горизонта, комплекса) наиболее рациональными в технико-экономическом отношении способами без ухудшения эксплуатационного режима. По степени изученности 3. п. в. эксплуатационные подразделяются па категории А, В, Ci и С2. Кроме того, в гидрогеологии выделяют 3. п. в. геологические, общие, регулировочные, упругие и др.

ЗАПАСЫ ПОДРАЗУМЕВАЕМЫЕ (расчетные) (reserves inferred) — этим термином в США обозначаются запасы, подсчитанные по слабо разведанным участкам, примыкающим к разведанным с измеренными и отмеченными запасами, путем аналогии с ними. По принятой в СССР классификации соответствуют категории С2

ЗАПАСЫ ПОДТВЕРЖДЕННЫЕ (reserves demonstrated) — см. запасы разведанные.

ЗАПАСЫ ПРЕДВАРИТЕЛЬНО ОЦЕНЕННЫЕ — соответствуют категории запасов С2 (см. запасы).

ЗАПАСЫ РАЗВЕДАННЫЕ —количество газа, газоконденсата, нефти и др. битумов, установленное бурением на месторождениях и подсчитанное по категориям А+ В + Ci (см. запасы). 3. р. могут включать дополнительные объемы нефти, которые возможно получить в результате применения вторичных методов эксплуатации. В США по классификации Горного бюро им соответствуют подтвержденные (показан- нвт) запасы (demonstrated reserves). Они складываются из измеренных (доказанных) и отмеченных.

ЗАПАСЫ ТЕКУЩИЕ — запасы любых категорий и групп, подсчитанные на определенную дату, за вычетом добытой нефти и газа.

ЗАПАСЫ УСТАНОВЛЕННЫЕ (reserves identified) — категория запа-

сов, принятая в США и соответствующая сумме запасов разведанных (категории А, В и Ci) и предварительно оцененных (категория С2). ЗАПОЛЯРНОЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— расположено на севере Зап. Сибири, в 550 км восточнее устья р. Обь. Открыто в 1965 г. Находится в пределах Русско-Тазовской межбассейновой территории. Заполярная брахиантиклиналь с амплитудой по кровле юры 350 м, с углами наклона до 1°20' имеет размеры 30 X 50 км, вытянута с юго-запада на северо-восток. Промышленная нефтегазоносность связана с поровыми коллекторами туронского, сеноманского, барремского, готеривского и валанжинского ярусов.

Туронская газовая пластовая сводовая залежь приурочена к низу березовской свиты. Высота залежи 130 м. Сеноманская газовая массивная сводовая залежь приурочена к верхам покурской свиты. Открытая пористость песчаников 25—30 %, проницаемость 1—5 мкм2. Мощн. глинистой покрышки 40—45 м. Дебиты газа от 0,9 до 6,9 млн. м3/сут. В газонасыщенных песчаниках содержится незначительное количество (5—7 %) пленочной нефти. Высота залежи 228 м.

Промышленная нефтегазоносность нижнемеловых отложений связана с отложениями мегионской и вартов- ской свит. Эти отложения включают одну газоконденсатную пластовую сводовую залежь и 5 газоконденсатных с нефтяными оторочками, из них 4 залежи антиклинальные и одна литологически ограниченная. Мощн. глинистых покрышек от 4 до 15 м. Дебиты газа более 700 тыс. м3/сут, нефти до 22,4 м3/сут.

На месторождении выделяется одна региональная туронская покрышка; остальные покрышки над залежами имеют зональное распространение. Глубина залегания сеноманской залежи ИЗО м, нижнемеловых залежей от 2480 до 3270 м Состав газа сеноманской залежи* СН4 98,8 %, ТУ 0,18%, H2S отсутствует. В нижнемеловых отложениях пл. нефти 0,789.

ЗАТРАТЫ ЗАМЫКАЮЩИЕ — величина предельно допустимых удельных

затрат па разведку и добычу нефти и газа с учетом их качества Данные о 3. з используются при экономической оценке месторождений и определении эффективности геологоразведочных работ. Величина 3. з. устанавливается централизованно на основе потребности народного хозяйства в моторном топливе, маслах, парафинах, битуме, нефтехимическом и технологическом сырье с учетом оптимальной доли мазута и газа в удовлетворении потребностей в энергетическом топливе

Такой способ формирования 3. з предполагает включение в их состав затрат на разведку и разработку наименее экономичных месторождений, продукция которых все-таки необходима для удовлетворения народнохозяйственных потребностей, а также включение затрат на транспортировку газа и нефти и переработку нефти па заводах. Существует упрощенный способ определения 3 з., при котором не учитывается качество нефти и газа. При таком подходе в 3. з. включаются лишь затраты на освоение худших месторождений, внесенных в план добычи ЗАТРАТЫ НА ПОИСКИ И РАЗВЕДКУ— складываются из затрат на региональные геолого-геофизические исследования, подготовку локальных структур к глубокому бурению, поисковое и разведочное бурение Финансирование производится из двух источников: геолого-геофизические исследования финансируются за счет операционных средств государственного бюджета, глубокое бурение — за счет капитальных вложений 3 п. р. классифицируются по нескольким признакам.

по экономическому содержанию и назначению — на основные и накладные расходы;

по методу распределения — на прямые и косвенные;

по зависимости от объема производства — на относительно переменные и относительно постоянные;

по составу — на простые и комплексные.

Основные расходы непосредственно связаны с прогрессом производства геологоразведочных работ. К ним относятся основная и дополнительная заработная плата, отчис-

ления на социальное страхование, полевое довольствие, стоимость ма териалов и электроэнергии, аморш занионные отчисления, стоимость из носа малоценного и быстроизпаши вающегося инструмента и инвентаря, услуг сторонних организаций и подсобно-вспомогательных производств, производственного транспорта. Накладные расходы — это затраты, связанные с управлением, организацнеи и обслуживанием геологоразведочных работ.

Прямыми считаются затраты, которые можно отнести к определенному виду работ. Косвенными считаются такие затраты, которые не могут быть непосредственно отнесены на конкретный вид работ, и поэтому они распределяются между различными видами работ условно, косвенным путем.

Относительно постоянными называются затраты, величина которых не меняется с изменением объемов работ (амортизационные отчисления, затраты па износ, накладные расходы, полевое довольствие). Относительно переменными считаются затраты, величина которых меняется с увеличением или уменьшением объема производства (заработная плата, стоимость материалов и др.)

К простым относятся затраты, которые не могут быть расчленены на составляющие элементы (затраты по амортизации и износу оборудования и сооружений). Затраты, состоящие из нескольких элементов, но учитываемые одной статьей издержек, называются комплексными (стоимость услуг, транспорта, электроэнергии, накладные расходы).

ЗАТРАТЫ УДЕЛЬНЫЕ — экономический показатель, позволяющий соизмерить затраты с объемами работ или готовой продукции. В геологоразведочной отрасли наиболее часто используется показатель 3. у на подготовку запасов, определяемый как отношение затрат на региональные исследования, подготовку структур, поиски и разведку месторождений за определенный период к приросту запасов нефти и газа промышленных категорий за тот же период.

ЗАТУХАНИЕ СЕЙСМИЧЕСКИХ ВОЛН — снижение интенсивности записи упругих колебаний, обуслов-

чгипос явлениями поглощения, геометрического расхождения и рас- ючния энергии волн при распространении их в геологической среде. I. с. в. вызывает не только уменьшение амплитуды колебаний, но и изменение формы сигналов полезных ноли По некоторым расчетам 3. с. в , обусловленное слоистостью разреза, может составлять от 1/3 до 1/2 от пссго затухания. При распространении воли вниз по разрезу теряются высокочастотные составляющие спек- ipa, при их прохождении в жидком флюиде — низкочастотные. Коэффициент 3. с. в. зависит от частоты, и поэтому часто пользуются декрементом затухания — безразмерной величиной, характеризующей уменьшение амплитуды колебаний па расстоянии, равном длине волны. Мерой 3, с. в. может быть также процент шергии, потерянный за один никл колебаний.

Параметры, характеризующие частотно-зависимое 3 с. в. (эффективное поглощение), используются при оценке литологии разреза, коллекторских свойств слагающих его пород. Определенная корреляционная связь отмечается между 3. с. в. и присутствием в разрезе УВ. В волновом поле сейсмических разрезов псфтегазосодержащим пластам часто отвечает заметное увеличение энергетического спектра записи («яркое пятно»); интенсивность отражений от границ, расположенных ниже «яркого пятна», резко понижается ЗЕЛТЕН НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ (Нассер) —расположено на территории Ливии в 350 км к юго- западу от г. Бенгази Открыто в 1959 г. Приурочено к крупной структуре 40 X 20 км, осложненной рядом куполов; эта структура расположена в пределах осевой части одноименного валообразного поднятия, разделяющего впадины Хагфа на западе и Вадайат на востоке, в пределах НГО Сирт. Разрез представлен несогласно залегающими на кварцитах ордовика терригенными и карбонатными породами верхнего мела, известняками, доломитами, мергелями палеогена и терригенными породами олигоцена — антропогена Продуктивность связана с карбонатными рифогенными коллекторами верхнего

мела — эоцена. Нефтяная залежь массивного типа залегает на глубине 1700—2000 м, пл. нефти 0,835, содержание серы 0,23 %; газовый фактор 141 м3/т. Нач извл. запасы нефти 570 млн. т, доказанные запасы 288,5 млн. т; макс, годовая добыча 17 млн т (1971 г.).

ЗЕМЛЯ — третья от Солнца планета Солнечной системы, по размерам и массе занимающая пятое место среди больших планет и первое среди планет земной группы Объем 1,083- •1012 км3, ср. радиус 6371,032 км, масса 5974-1021 кг, ср. пл. 5515 кг/м3. 3. обладает гравитационным, магнитным и электрическим полями, имеет естественный спутник — Луну. Существенным отличием от других планет является наличие жизни. Возраст 3. оценивается в ~4,6 млрд, лет.

обращается вокруг Солнца по эллиптической орбите с эксцентриситетом 0,0167 на ср. расстоянии от него 149,6 млн. км, с периодом 365 сут 5 ч 48 мин 46 с (тропический год) и со ср. скоростью 29,765 км/с. Ось вращения 3. отклонена от нормали к плоскости ее орбиты на 23° 26,5' и прецессирует вокруг нее со ср. скоростью 50,2" в год; на это движение накладывается короткопериодная нутация. Период вращения 3. вокруг своей оси 23 ч 56 мин 4,09 с (звездные сутки), он систематически увеличивается под воздействием лунных и в меньшей мере солнечных приливов на несколько миллисекунд за столетие

В качестве формы (фигуры) 3 принимают уровенную поверхность гравитационного потенциала, совпадающую с невозмущенной поверхностью океана и называемую геоидом Геоид приближенно аппроксимируется эллипсоидом вращения. Основные параметры 3. по эллипсоиду Красовского (1942): радиус экватора 6378,245 км, полярный радиус 6356,863 км, сжатие а = 1/298,3, момент инерции относительно оси вращения 8,104-1037 кг-м2, нормальное значение силы тяжести (см/с2) у0 = = 978,049(1 + 0,0053029 sin2 у — — 0,0000059 sin2 2ф), где у — широта точки _

Образование и развитие 3 связано с конденсацией газопылевого

вещества и его дальнейшей дифференциацией, приведшей к разделению 3. на концентрически расположенные геосферы. Опи подразделяются на внутренние — от А до G, заключающие почти всю массу 3, и внешние— гидросферу и атмосферу. Внутренние геосферы составляют «твердую» 3, Два важнейших сейсмических раздела расчленяют 3. на земную кору (сфера А), мантию (В, С, D) и ядро (Е, F, G), относительные объемы которых равны соответственно 1,5; 82,3; 16,2 %, массы — 0,7; 68,3; 31,0 %.

Ядро состоит из внутреннего ядра G, переходной зоны F и внешнего ядра Е. Граница ядра с мантией представлена разделом Гутенберга на глубине 2900 км, где скорость продольных волн г)р падает скачком от 13,6 (в мантии) до 8,1 км/с; затем вниз Ор постепенно возрастает до 10,7 на глубине ~4700 км, в переходной зоне (до 5120 км) происходит ее быстрое увеличение до 11,1 км/с; во внутреннем ядре оР остается практически постоянной (11,1—11,3 км/с). Поперечные волны (S-волиы) не проходят через внешнее ядро, что свидетельствует о его жидком состоянии. Вычисленные значения плотности (г/см3) составляют: для сферы Е9,4—11,5, F 11,5— 12,0, G 13,0—13,5

Мантия состоит из верхней мантии В, переходной зоны С и нижней мантии D Раздел с земной корой представлен границей Мохоровичича, на которой скачком возрастают оР от 5,8—7,6 км/с в коре до 7,9—8,2 в мантии, Os от 3,2—4,3 км/с до 4,3—4,6, плотность до 3,3—3,4. В верхней мантии выделяются три слоя, в среднем из них скорости меньше, чем в верхнем и нижнем на 0,1—0,5 км/с, это слой Гутенберга (астеносфера, волновод). Толщина верхнего слоя 0—50, среднего ~ 100, нижнего ~250 км. Переходная зона, находящаяся на глубинах 400—800 км, характеризуется быстрым нарастанием оР до 11,3 км/с и Os до 6,3, это слой Голицына. В нижней мантии происходит медленное увеличение оР до 13,6 км/с и Vs до 7,3. Плотность в мантии возрастает с глубиной до 5,5— 5,8.

Ср. плотность земной коры 2,8 г/см3. Толщина ее под континен тами 35—40 км, под океанами 510 км. Высотные отметки внешнеп поверхности земной коры меняются от +8848 м (г. Эверест) до —11 022 м (Марианский желоб), по в целом их распределение бимодальное: ср. высота континентов 0,87 км, ср. глубина океанов 3,7 км.

Давление и температура внутри 3 возрастают с глубиной. На границе ядра р— 1,3 4- 1,4 МПа, в центре 3,5 ± 0,5 МПа Температура в нижней части верхней мантии 1700— 1800 °C, в ядре 4000—5000 °C. Ср плотность теплового потока на континентах 53 мВт/м2, на океанах 62, полный тепловой поток 3-1013 Вт.

Считается, что валовой состав 3 близок к составу метеоритов-хондритов и что ~96 % ее массы приходится на шесть элементов — железо, кислород, кремний, магний, серу, никель. При этом ядро состоит в основном из железа с подчиненным количеством никеля и серы Мантия содержит большее число элементов Верхняя ее часть до глубин первые десятки км под океанами и до ~150 км под континентами представлена, видимо, истощенным перидотитом; ниже предполагается однородный химический состав, соответствующий гранатовому лерцолиту Границы между слоями отмечают фазовые переходы минералов, основные фазовые изменения осуществляются в переходной зоне Наибольшая степень дифференциации по химическим элементам свойственна земной коре.

Кора и верхний слой верхней мантии являются жесткими — упругр деформирующимися под вертикальной нагрузкой на кору — и по этому признаку объединяются в литосферу. Остальная часть мантии обладает ползучестью в твердом состоянии, причем наиболее повышенная вязкая текучесть свойственна астеносфере (вязкость ~4-1019 м2/с). Понижение скоростей волн в астеносфере обусловлено частичным (до 6%) плавлением пород Зона пониженных скоростей лучше выражена под океанами, чем под континентами. Наличие под литосферой пластичного слоя способствует осуществ-

лепию изостатической компенсации, в результате которой континенты и океаны находятся в состоянии равновесия. Литосфера в плане разбита на плиты (обычно выделяется 6 крупных и ряд мелких плит), которые испытывают перемещения под влиянием происходящей в мантии тепловой конвекции.

Жидкое внешнее ядро является генератором магнитного поля 3., которое в довольно точном приближении подобно полю стержневого магнита — диполя. Магнитные полюсы не совпадают с географическими, угол между магнитной осью и осью вращения ~11,5°.

ЗОЛЬ — коллоидная система, в которой, в противоположность гелям, частицы дисперсной фазы не связаны в пространственные структуры и свободно участвуют в броуновском движении. Основу структуры 3. образуют мицеллы, состоящие из ядра (собственно дисперсной фазы) и двухслойной сольватной оболочки растворителя. По характеру дисперсионной среды различают гидрозоли, органозоли, аэрозоли и др.

ЗОЛЬНОСТЬ ГОРЮЧИХ ИСКОПАЕМЫХ— параметр, показывающий количество золы, остающейся после сжигания пробы при полном доступе воздуха и при температуре ~ 80О °C. 3. г. и не идентична содержанию в пробе минеральных веществ, поскольку некоторые из них изменяют свой состав при сжигании 3. г. и. выражают в процентах на сухое вещество (индекс Ас), на аналитическую пробу (Аа), иногда на рабочее топливо (Ар).

ЗОНА (в стратиграфии) — детальное биостратиграфическое подразделение, выделяемое по характерным комплексам фауны (флоры) и имеющее строго определенные границы. Главным условием выделения 3. является их смыкаемость, поэтому выделение 3. возможно лишь в тех разрезах, где можно наблюдать совокупность зон, заполняющих собой весь разрез без пропусков и перерывов. Лишь самые крайние зоны такой совокупности могут граничить с подразделениями, не имеющими стратиграфически строгих вторых (т. е. несмежных с зонами) границ, например, они могут граничить со

слоями Такое выделение 3 позволяет четко устанавливать границы самих зон и столь же четко определять с их помощью объемы и границы всех более крупных стратонов.

Зоны имеют стратотипы и выделяются только на площадях развития своего зонального комплекса фауны (флоры), т е. их распространение контролируется биогеографическим районированием. Однако наличие промежуточных разрезов, содержащих смешанные фауны разных провинций, позволяет осуществлять в принципе планетарную зональную корреляцию и включать 3 в общую стратиграфическую шкалу В качестве 3. общей шкалы (стандартных зон) выбирается полная зональная последовательность какого-либо яруса, отдела или системы одной палеобиогеографической провинции.

Различают 3 биостратиграфиче- ские — слои, охарактеризованные строго определенным комплексом фауны или флоры, носящим название зонального, и собственно 3 — слои, образовавшиеся за время существования зонального комплекса фауны (флоры). Биостратиграфиче- ские 3, отражающие как эволюционные, так и экологические аспекты изменений во времени зонального комплекса, могут иметь изохронные или диахропные границы. Собственно 3 выделяются как этап развития комплекса ортофауны и имеют изохронные границы Зоны могут разделяться на подзоны

Название 3. образуется из слова «зона» и латинских наименований одного, реже двух или трех видов- индексов (без фамилий авторов). Употребление родового названия необязательно Например: зона Cardio- ceras cordatum или зона Cordatum. ЗОНА АККУМУЛЯЦИИ (зона неф- тегазонакоплепия) — система ловушек разного типа, в которых в соответствии с принятой моделью формирования месторождений можно предполагать наличие промышленных скоплений нефти и газа, сохранившихся до наших дней Такие системы ловушек могут существовать в пределах межбассейновых территорий, крупных сводов, протяженных

валов и др преимущественно плика- тивных структурных форм; ими могут быть также зоны регионального выклинивания проницаемых комплексов или отдельных свит, зоны приразломного выщелачивания и трещиноватости, цепочки рифов и пр, расположение которых в меньшей мере подчиняется контролю современного структурного плана. Кроме того, в качестве 3. а. могут выступать зоны повышенной песчанистости в существенно глинистых или карбонатных толщах, зоны улучшенных коллекторов, связанные со сводами палеоподнятий, участки сложного сочетания литологического и гидродинамического барьеров и др. подобные объекты, распространение которых в разрезе осадочной толщи практически не связано с ее современным структурным планом.

а. не является единицей нефтегеологического районирования. Это понятие в большой мере историкогеологическое, поскольку для отнесения той или иной группы ловушек к 3. а. необходимо не только представлять себе принципиальную схему формирования промышленных скоплений в ее пределах, но и обоснованно предполагать, могли ли эти скопления пережить дальнейшую геологическую историю и сохраниться до наших дней. Возможно, что такие объекты правильнее было бы называть поэтому зонами фактической (или современной) нефтегазоносности, но уже привился термин «зоны нефтегазонакоплеиия» или «зоны аккумуляции». В настоящее время 3. а являются основными объектами поисковых работ

ЗОНА АКОНСЕРВАЦИОННАЯ — промываемая поверхностными водами периферическая часть осадочного бассейна, где отсутствуют надежные изолирующие горизонты (покрышки). Во внутренней области бассейнов 3. а — это приповерхностная часть разреза осадочного чехла, расположенная над верхней надежной покрышкой и промываемая поверхностными водами В 3. а. отсутствуют условия, необходимые для возникновения и сохранения промышленных залежей нефти и газа, но скопления природных битумов обычно связаны именно с этой зоной

Корректное обособление 3.а. особенно важно при подсчете ресурсов нефти и газа объемно-генетическими методами.

ЗОНА БЕНЬОФА (зона Вадати — Завариикого — Беньофа) — наклонная зона литосферы, разделяющая островную дугу (или континент) и глубоководный океанический желоб, в пределах которой сосредоточены очаги землетрясений (как глубоко-, так и мелкофокусных), Пространственное положение очагов (гипоцентров) землетрясений служит основанием для обнаружения 3. Б. и определяет ее размеры и форму, Длина зоны многие тотни и первые тысячи км, ширина несколько десятков км (иногда >>100 км), глубина до 700 км и более. 3. Б. падают под углом в среднем 50—55°. Обычно углы наклона зон непостоянны, в пределах даже одной зоны углы меняются от 30 до 90°. Наименьшие углы 3. Б. наблюдаются у выхода ее на поверхность (10—20°).

ЗОНА БИОСТРАТИГРАФИЧЕ- СКАЯ — группа слоев, охарактеризованных определенным комплексом ископаемых организмов, который не повторяется в непосредственно подстилающих или перекрывающих слоях. Стратиграфический объем 3. б. не ограничен, но, как правило, меньше яруса. В отечественной практике принято различать собственно био- стратиграфические зоны — подразделения, границы которых определяются только на основании палеонтологических данных, и слои с фауной (флорой), границы которых могут определяться размывами, наличием немых интервалов, резкой фациальной сменой и т. п. 3 б. выделяются обычно по одной группе фауны. 'По- этому возможно выделение в каком- либо регионе параллельных зон по разным группам.

ЗОНА БЛИЖНЯЯ — в электроразведке индуктивными методами, - использующими переменные электромагнитные поля, — это область, в которой расстояние от питающего до приемного диполя (или контура) намного меньше длины волны первичного электромагнитного поля.

ЗОНА ВЫКЛИНИВАНИЯ —см. клинивание.

ЗОНА ГАЗООБРАЗОВАНИЯ ГЛАВНАЯ (ГЗГ) — см. главная фаза газообразования.

ЗОНА ДАЛЬНЯЯ — в электроразведке индуктивными методами — это область, в которой регистрация изучаемого сигнала производится на расстоянии, большем, чем длина волны первичного электромагнитного поля. Напряженность компонент электромагнитного поля в 3. д. определяется в основном продольным сопротивлением, поэтому методы, использующие измерения в 3. д, не требуют при своей интерпретации знания коэффициента анизотропии.

ЗОНА КОМПЛЕКСА (ценозона) — в биостратиграфии слои, отличающиеся от ниже- и вышележащих совокупностью содержащихся в них остатков разных групп древних животных или растений либо совокупностью организмов одной группы Границы 3. к. могут быть неодновозрастными. 3. к. широко используются при корреляции разрезов, особенно с привлечением микропалеоптологи- ческих, фито- и палиностратиграфических методов. Название 3 к. обычно образуется из названий одного- двух или более характерных родов или видов древних организмов из числа входящих в зональный комплекс, например, 3. к. Ammobaculites multiformis (верхняя юра Зап. Сибири). ЗОНА МАЛЫХ СКОРОСТЕЙ (ЗМС) — приповерхностная часть геологического разреза, в которой Скорость распространения упругих колебаний крайне изменчива как в горизонтальном, так и в вертикальном направлении (300—1600 м/с). ЗМС—резко гетерогенная среда, представленная слабо сцементированными рыхлыми отложениями, образовавшимися в основном вследствие выветривания выходящих на земную поверхность горных пород. Для ЗМС характерно отсутствие каких-либо закономерностей в строении и составе отложений. Ее подошва является резкой границей раздела и служит, как правило, основной кратнообразующей границей разреза, с которой связывается формирование также и других волн-помех. ЗМС является мощнцм природным фильтром, при прохождении которого все сейсмические волны ослабевают,

а их спсыральпьш состав заменю обедняется высокочастотными компонентами. Чувствительность поперечных волн к неоднородностям ЗМС существенно ниже, чем продольных.

Мощность ЗМС изменчива по площади и часто определяется положением уровня грунтовых вод, в среднем она составляет 5—15 м, а в некоторых районах (например, в зонах морен, конусов выноса и т. д.) может резко возрастать, достигая 100 м и более. В области выхода на земную поверхность коренных карбонатных, хемогенных или изверженных пород, а также в районах развития многолетней мерзлоты ЗМС может отсутствовать. В платформенных условиях рельеф подошвы ЗМС часто повторяет в сглаженной форме поверхностный рельеф территории, нередко наблюдается возрастание мощности ЗМС на водораздельных участках и ее уменьшение в низинах. Наличие ЗМС, специфика ее строения и свойств во многом опре деляют методику проведения сейсмических исследований и обработки получаемых данных. Поправки за ЗМС устанавливаются расчетными способами или с помощью специальных наблюдений в неглубоких скважинах (микросейсмокаротаж).

ЗОНА НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕ-

НИЯ— см. зона аккумуляции.

ЗОНА НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ (НГЗ) — единица нефтегеологического районирования нефтегазоносного района (изредка нефтегазоносной области). НГЗ характеризуется общностью условий аккумуляции УВ и консервации их- скоплений в пределах нефтегазоносного комплекса или подкомплекса. Лишь в случаях четкого сквозного тектонического контроля нефтегазоносности выделяются НГЗ для всего осадочного чехла в целом. При разделении районов на НГЗ кроме тектонического строения рассматриваются литологические свойства разреза, поскольку именно они могут определять размещение промышленных скоплений УВ, особенно в нижних нефтегазоносных комплексах.

При тектоническом контроле распределения скоплений УВ НГЗ чаще всего соответствуют небольшим субрегиональным структурам: валам и

депрессиям, куполовидным поднятиям и котловинам При литологическом контроле в качестве НГЗ могут выступать зоны выклинивания эффективных коллекторов в присво- довых частях валов, отдельные участки фациального замещения коллекторов слабопроницаемыми породами, очаги повышенной трещиноватости, обусловившей наличие эффективных пустот, и т. д. Сравнительная оценка НГЗ, на которые разделен нефтегазоносный район, позволяет наметить среди них первоочередные объекты для поискового бурения.

ЗОНА НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ ОПТИМАЛЬНАЯ — та часть осадочного разреза, в которой совмещаются активное новообразование микронефти и активная ее эмиграция. Мощность 3. н. о. может существенно варьировать: от первых км — при низком геотермическом градиенте и полном или почти полном совмещении интервалов генерации и эмиграции нефти — до небольших мощностей — при значительном несовмеще- нии этих интервалов и высоком геотермическом градиенте.

ЗОНА НЕФТЕОБРАЗОВАНИЯ ГЛАВНАЯ (ГЗН)— см. главная зона нефтеобразования.

ЗОНА ОСТАТОЧНОГО НЕФТЕНА- СЫЩЕНИЯ (газонасыщения)—см. контур нефтеносности (газоносности). ЗОНА ПАЛЕОМАГНИТНАЯ —общее название подразделений палеомагнит- ной стратиграфической шкалы: интервал разреза, характеризующийся определенным (стабильным или нестабильным) состоянием древнего магнитного поля Земли В зависимости от характера древнего геомагнитного

поля выделяются зоны прямой N, обратной R намагниченности и зоны частого обращения геомагнитного поля Nr, Rn, NR. По величине интервалов разреза, охватываемых различными палеомагнитными зонами, принята следующая их иерархия (табл. 3.4) (см. шкала магнитостратиграфическая) .

ЗОНА ПЕРЕХОДА ОТ КОНТИНЕНТА К ОКЕАНУ — область, охватывающая окраинные части континента и океана, в пределах которой происходит смена типа земной коры, с континентального на океанический. По особенностям строения и геоморфологии обычно выделяют 3. п. тихоокеанского типа (или активные) и атлантического типа (или пассивные). Активные широко распространены по периферии Тихого океана, частично Индийского и Атлантического. Они получили название активных в связи с интенсивными проявлениями современного вулканизма и сейсмичности. Большинство гипоцентров землетрясений концентрируются в сейсмофо- кальных зонах Беньофа, наклонно погружающихся под континент до глубин 200—700 км. В пассивных 3. п., развитых преимущественно вокруг Атлантического, Индийского и Сев. Ледовитого океанов, сейсмичность и современный вулканизм отсутствуют или значительно менее активны.

Палеомагвитные подразделенияПродолжительность, летГеологические стратиграфические подразделенияСтратиграфическиеГеохронологическиеПолярная субзонаПолярная зонаПолярная суперзонаПолярная гиперзонаПолярный эпизод Полярная эпоха Полярный период Полярная эра104—10s 10s—10е Ю’-Ю7 107-108Ярус, зона Отдел, ярус Система, отделПалеомагвитные подразделенияПродолжительность, летГеологические стратиграфические подразделенияСтратиграфическиеГеохронологическиеПолярная субзонаПолярная зонаПолярная суперзонаПолярная гиперзонаПолярный эпизод Полярная эпоха Полярный период Полярная эра104—10s 10s—10е Ю’-Ю7 107-108Ярус, зона Отдел, ярус Система, отделТАБЛИЦА 3.4ТАБЛИЦА 3.4Иерархия палеомагнитных стратиграфических и геохронологических подразделенийИерархия палеомагнитных стратиграфических и геохронологических подразделенийВ 3. п. обоих типов формируются крупные депрессии, благоприятные по гипсометрическому уровню и по своему положению между континентами и океаническими впадинами для поступления и накопления в них больших масс осадков. В итоге только в современных 3. п. содержится около

Палеомагвитные подразделения

Продолжительность, лет

Геологические стратиграфические подразделения

Стратиграфические

Геохронологические

Полярная субзона

Полярная зона

Полярная суперзона

Полярная гиперзона

Полярный эпизод Полярная эпоха Полярный период Полярная эра

104—10s 10s—10е Ю’-Ю7 107-108

Ярус, зона Отдел, ярус Система, отдел

Палеомагвитные подразделения

Продолжительность, лет

Геологические стратиграфические подразделения

Стратиграфические

Геохронологические

Полярная субзона

Полярная зона

Полярная суперзона

Полярная гиперзона

Полярный эпизод Полярная эпоха Полярный период Полярная эра

104—10s 10s—10е Ю’-Ю7 107-108

Ярус, зона Отдел, ярус Система, отдел

ТАБЛИЦА 3.4

ТАБЛИЦА 3.4

Иерархия палеомагнитных стратиграфических и геохронологических подразделений

Иерархия палеомагнитных стратиграфических и геохронологических подразделений

GG % объема осадочных отложений всех седиментационных бассейнов Земли. 3. п. свойственны сокращенная мощность, раздробленность и подвижность коры, что обусловливает полифациальное строение осадочного слоя и способствует усиленному поступлению из земных недр тепла Эти факторы обеспечивают широкий масштаб нефтегазообразования и неф- тсгазонакопления, что подтверждается открытием многочисленных (в том числе крупных) месторождений УВ в современных 3. п. Наиболее значительные осадочные бассейны размещаются в пассивных З.п.

Пассивные 3. п. выражены в рельефе материковыми шельфами, склонами и подножиями. Во внутренних частях шельфов с корой континентального типа обычно прослеживаются подводные продолжения структур смежной суши. На внешнем шельфе и па материковом склоне развита субконтинентальная кора, для которой характерно сокращение мощности от 30—25 до 15—10 км в низах склона, происходящее в результате общего утонения консолидированной части коры и исчезновения ее верхнего слоя. Мощн. осадочного слоя здесь 5— 12 км и более. В области подножия развита субокеаническая кора, содержащая осадочный слой мощн. 2— 10 км и консолидированную часть мощностью несколько км. На краях континента поверхность фундамента ступенчато погружается к океану, образуя серию грабенов (чаще односторонних) .

Осадочная толща представлена тремя главными комплексами. Нижний имеет мощн. 2—6 км и состоит из терригенных, крабонатных, эвапоритовых пород, базальтовых лав, накопившихся в континентальной, озернолагунной, прибрежно-морской обстановках. Этот комплекс выполняет грабенообразные прогибы и соответствует начальной — рифтовой — стадии развития, которая в наиболее древних пассивных 3. п. протекала в поздней перми, в триасе — ранней юре (зап. окраина Австралии, атлантические окраины Сев. Америки и Сев - Зап. Африки). Средний комплекс в большинстве районов сложен мощными (5—7 км) карбонатными толщами, отложившимися в шельфовых

условиях. Верхний комплекс, часто имеющий форму клина, расширяющегося вниз по склону, представлен глубоководными полулитифициронан- ными осадками кайнозойского возраста мощн. от 0,5 до 6 км Основной объем отложений континентального подножия также представлен кайнозойскими осадками, имеющими небольшую степень литификации и образующими сочетание сложных по форме тел разного литологического состава

Область внешнего шельфа — подножия рассматривается некоторыми исследователями как современная геосинклиналь (геосинклиналь атлантического типа). Согласно другой точке зрения, эта область (или по крайней мере область шельфа и склона) имеет черты сходства с молодыми платформами

Основные перспективы нефтегазоносности в пассивных 3 п связываются с подводными продолжениями па внутреннем шельфе нефтегазоносных бассейнов суши, а также с краями континента, где наибольший интерес представляют два нижних комплекса, в составе которых преобладают мелководно-морские и дельтовые фации. Нефтяные и газовые месторождения в окраинно-континентальных бассейнах 3. п. открыты в Зап. Австралии, на востоке Сев Америки, в Сев -Зап. Африке и др. регионах. Уникальный нефтегазоносный бассейн Северного моря, видимо, развивался в поздне- пермское-меловое время в режиме окраинно-континентального бассейна В подобных бассейнах антиклинальные ловушки нефти и газа развиты в значительных количествах лишь в районах с мощными соляными толщами; широко распространены тектонически экранированные, стратиграфические, литологические и комбинированные ловушки. Нефтегазоносность континентальных подножий пока не изучена, однако ряд предпосылок (большая мощность осадочных отложений, обогащенность их ОВ и т. д ) свидетельствуют о возможной перспективности этих структур

Активные 3 п подразделяются па западно-тихоокеанский и восточно-тихоокеанский (андский) подтипы В зоны первого подтипа входят окраинные моря и глубоководные океанические желоба, гористые острова и

полуострова, им свойственны максимальная контрастность рельефа поверхности земной коры и сложное в плане распределение континентального и промежуточных ее типов. Границей с областью сплошного развития континентальной коры являются окраинно-материковые вулканические пояса (Охотско-Чукотский и др.); внешней границей 3. п. служат при- океанические склоны желобов. Континентальный тип коры в пределах рассматриваемых зон характерен для кайнозойских складчатых систем (Корякско-Камчатская, Хоккайдо-Саха- линская и др.) и эпимезозойских плит (Сунда-шельф, сев.-вост. шельф Берингова моря). Промежуточные типы коры свойственны системам, образованным триадами, в состав которых входят океанический желоб — островная дуга с поясом андезитового вулканизма — глубоководная морская впадина в тылу дуги. Большинство исследователей относят их к современным геосинклинальным структурам и определяют соответственно как геосинклинальный прогиб, геоантикли- нальное поднятие и геосинклинальную котловину.

Промышленная нефтегазоносность установлена в кайнозойских складчатых системах и па эпимезозойских плитах. В осадочном разрезе плит выделяются два основных комплекса, нижний (позднемеловой — раннемиоценовый) мощн. до 6—10 км, сосредоточенный преимущественно в прогибах, и верхний (среднемиоцен-четвер- тичный) мощн. 0,5—3 км, имеющий покровный характер Нефтегазоносные бассейны шельфа Сунда (Зондская плита) приурочены к крупным прогибам, в основании которых находятся грабеновые структуры. Нефтегазоносны оба комплекса, но основные залежи содержатся в верхнем и приурочены к песчаникам и рифогенным известнякам миоцена.

Наиболее крупные осадочные бассейны кайнозойских складчатых систем имеют вид обширных зон прогибания с максимальными мощностями осадков в области шельфа и прибрежной суши и с заливообразными ответвлениями в пределы позднегео- синклинальиых прогибов суши (Охот- ско-Сев -Сахалинская, Охотско-Зап - Камчатская и др зоны). Нижний ком-

плекс осадочного разреза сложен ран не- и позднегеосинклинальными фор мациями в основном палеогеновою возраста. Мощность их на суше достигает 4—6 км, в сторону шельфа существенно сокращается. Верхний комплекс, развитый главным образом на шельфе, представлен субакваль- ными разнообразными по литологии (в том числе кремнисто-глинистыми) формациями позднекайнозойского возраста. Залежи нефти и газа связаны с брахиантиклинальными складками и содержатся преимущественно в верхнем комплексе..

В андском подтипе активных 3. п окраинное море и островная дуга отсутствуют; океанический желоб сопряжен с системой кайнозойских ок* раинно-континентальных горных хребтов, к которой приурочен андезитовый вулканизм (3. п. от Юж. Америки к Тихому океану).

Переплетение признаков активных и пассивных зон свойственно 3. п. от Сев. Америки к Тихому океану, выделяемой иногда в особый тип (колумбийский или калифорнийский). Активность здесь проявляется в землетрясениях и современном вулканизме, ио отсутствие глубоководного океанического желоба и сейсмофо- кальной зоны придает этой 3. п сходство с пассивными. Кроме того, существовавший здесь в раннем кайнозое преимущественно андезитовый вулканизм, свойственный активным 3. п, сменился в миоцене преимущественно базальтовым вулканизмом, который характерен для пассивных 3 п. на ранних этапах их развития ЗОНА ПЕРЕХОДНАЯ —зона смешанного насыщения пород-коллекторов в нефтяных, газовых (газоконденсатных) и газонефтяных залежах'на контакте нефти (газа) с водой или нефти с газом В пределах 3. п. неф- тенасыщенность (газонасыщенность) снижается сверху вниз от значений, характерных для самой залежи, до нуля, т. е. до перехода в чисто водонасыщенный коллектор при контакте нефти (газа) с водой и до перехода в нефтенасыщенный коллектор при контакте газа с нефтью. Мощность 3. п. изменяется от первых метров до десятков метров

Образование 3. п обусловлено капиллярными явлениями и условиями

формирования (переформирования, разрушения) конкретных залежей При переформировании и разрушении шлежей, что сопровождается изменением гипсометрического положения контакта, в переходной зоне всегда осуществляется в том или ином объеме двухфазная (нефть + вода или газ + вода), а иногда и трехфазная (нефть + газ + вода) фильтрация, при которой образуется остаточная неф- тс(газо-, водо-) насыщенность коллектора. Отделить зону остаточной насыщенности от переходной зоны, образовавшейся при первичном внедрении нефти (газа) в ловушку, не всегда представляется возможным.

ЗОНА ПОНИЖЕННЫХ СКОРОСТЕЙ — нижняя часть зоны малых скоростей (ЗМС), включающая обычно слои, характеризующиеся диапазоном изменения продольной скорости от 600 до 1600 м/с*

ЗОНА ПРОНИКНОВЕНИЯ — прилегающая к скважине часть проницаемого пласта, в которую проникает фильтрат промывочной жидкости. Количество фильтрата, проникшего в пласт, убывает в радиальном направлении от стенки скважины к незатронутой проникновением части пласта. Ближайший к скважине участок 3. п, в котором практически не осталось пластового флюида, называется промытой зоной 3. п. оказывает сильное влияние на результаты измерения удельного сопротивления методами электрического каротажа. Это влияние тем больше, чем больше диаметр 3. п. и чем больше различие удельного электрического сопротивления в 3. п. и в неизмененной части пласта.

По соотношению значений этих сопротивлений различают повышающее п понижающее проникновение При повышающем проникновении удельное сопротивление в 3. п большем, чем в неизмененной части пласта. Это характерно для водонасыщенных пластов при бурении на пресной промывочной жидкости. Наличие повышающего проникновения затрудняет выделение продуктивных пластов. При понижающем проникновении удельное сопротивление в 3. п. меньше, чем в неизмененной части пласта. Это наблюдается обычно в нефтегазоносных пластах Для устранения влияния 3.

п. и определения ее параметров проводят зондирование каротажное бо-

ЗОНА РАСПРОСТРАНЕНИЯ —в биостратиграфии слои, охватывающие полный интервал вертикального и горизонтального распространения какого-либо таксона древних организмов. Границы 3. р. могут быть практически изохронными, если ее выделение основано на ортостратиграфи- ческих фаунах, и диахронными, если она выделена по парастратиграфиче- ским фаунам Название 3 р. образуется из названия вида-индекса, например, 3 р Pectinatites s. s. (верхняя юра севера Евразии), 3 р. Оху- toma tenuicostata (верхний мел Зап. Сибири).

ЗОНА СОВМЕСТНОГО РАСПРОСТРАНЕНИЯ — в биостратиграфии слои, отвечающие интервалу совместного нахождения в разрезе ряда характерных видов или родов фауны. В их число могут входить как формы широкого, так и более узкого стратиграфического диапазона, но для всех них обязательно совместное присутствие на границах зон и внутри всего разреза зоны или его части. Уникальность выбранного сочетания форм позволяет рассматривать границы 3. с. р. как изохронные. Название 3 с. р образуется из наименования ее вида- индекса, например, зона Quenstedto- ceras lamberti (верхняя юра).

ЗОНА СТРУКТУРНО-ФАЦИАЛЬНАЯ — участок размером не менее одной структурной единицы типа геоантиклинали, синклинория, антиклинория, свода, впадины и т. д., обладающий специфичным для него вертикальным набором фаций В нефтяной геологии 3. с.-ф. наряду со струк турно-формационными зонами являются главными объектами поиска нефтегазоносных зон.

ЗОНА СТРУКТУРНО-ФОРМАЦИОННАЯ — часть геосинклинальнон или складчатой системы, обособленная структурно и характеризующаяся специфичным для нее вертикальным рядом формаций. Пространственно 3 с.-ф. нередко совпадают со структурно-фациальными зонами. В складчатых областях 3. с -ф. являются основными объектами исследования с целью выявления зон нефтегазонакоп- ления

ЗОНАЛЬНОСТЬ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ— одна из основных закономерностей пространственного распределения свойств и характеристик подземных вод, отражающая закономерное изменение гидрогеологических условий по площади и разрезу земной коры. Вертикальная 3 г. выражается в изменении сверху вниз скорости движения, минерализации, ионно-солевого, газового и микробиологического состава и температуры подземных вод. Наиболее четко проявляются гидрогеодинамическая, гидро- геохимическая и гидрогеотермическая (геотермическая) зональности. Соответственно этому выделяются гидро- геодинамические, гидрогеохимические и геотермические зоны. Площадь, в пределах которой наблюдается однотипное чередование зон в разрезе, называется гидрогеодинамическим, гид- рогеохимическим или геотермическим поясом. Сочетание в плане различных поясов образует площадную 3. г. В планетарном плане 3. г. есть разделение сверху вниз подземной гидросферы на криолитозону, зону аэрации, зону насыщения и зону вод в надкритическом состоянии. Нефтяные и газовые месторождения приурочены преимущественно к зоне насыщения, в которой они создают очаги неполного (остаточного) водонасыщения.

Гидрогеодинамическая зональность выражается в последовательной смене в вертикальном разрезе земной коры зон с различной интенсивностью водообмена. Обычно выделяют три зоны; активного, затрудненного и весьма затрудненного водообмена Зона активного водообмена расположена в основном выше местного базиса эрозии и подвержена влиянию современной гидрографической сети. Мощность этой зоны в платформенных условиях составляет десятки — первые сотни метров, а длительность водообмена— столетия. Зона затрудненного водообмена расположена в основном выше регионального базиса эрозии, современного или древнего, а в проточных артезианских бассейнах охватывает и более глубокие части разреза. Мощи ее 500—600 м на платформах и до 1000—2000 м в горноскладчатых областях. Продолжительность водообмена — десятки и сотни тысяч лет. Зона весьма затруднен-

ного водообмена располагается в наи более глубоких частях артезианских бассейнов, где водообмен осущес!- вляется в масштабе геологического времени, практически без участия ме- теогенных вод. Гидрогеодинамическая зональность может быть выражена не только в вертикальном разрезе, но и в объеме водоносных комплексов или отдельных горизонтов. Как правило, эта зональность совпадает с зональностью гидрогеохимической, по характерным признакам которой (минерализации вод, их солевому и газовому составу) она часто и выделяется.

Зональность гидрогеохимическая проявляется в закономерном изменении минерализации и ионно-солевого состава подземных вод по разрезу и площади земной коры. Обычно выделяют 4 основные гидрогеохимические зоны: 1) зону пресных гидрокарбо- натных, реже сульфатных кальциевых или натриевых вод и их промежуточных разностей с минерализацией до 1 г/л (зона активного водообмена), 2) зону солоноватых вод смешанного ионно-солевого состава с минерализацией от 1 до 10 г/л (зона затрудненного водообмена); 3) зону солевых, преимущественно хлоридных натриевых вод с минерализацией от 10 до 50 г/л; 4) зону хлоридных натриевых и кальциевых рассолов с минерализацией выше 50 г/л (зона весьма затрудненного водообмена). Различное сочетание в плане этих зон определяет существование гидрогеохимических поясов — однозональных (обычно с пресными водами), двухзональных и т. д.

С зональностями гидрогеодинамиче- ской и гидрогеохимической тесно связана зональность газогеохимическая, которая проявляется в изменении состава водорастворенных газов. В верхней части земной коры (зона активного водообмена) в составе растворенного газа преобладают компоненты атмосферного, реже биогенного (болота, почвы, илы) происхождения. Газосодержание здесь, как правило, низкое (менее 0,1 см3/см3). С глубиной увеличивается содержание газовых компонентов восстановительной обстановки. Газы становятся азотными, азотно-метановыми и метановыми, а содержание их в наиболее глу-

боких зонах достигает 10 см3/см3 и более. Состав газа и его содержание здесь зависят от соотношения интенсивности газогенерации и рассеяния. В наиболее глубоких (высокотемпературных) зонах увеличивается, вплоть до преобладания, доля газов метаморфической и магматической обстановок (СО2, H2S, Н2 и др.).

Разные виды зональности подземных вод нередко сочетаются с зональностью геотермической, обусловленной повсеместным увеличением температуры вниз по разрезу земной коры (исключение — зона многолетней мерзлоты). Повсеместного точного соответствия в положении границ различных зон не наблюдается, однако во всех случаях зона активного водообмена характеризуется наиболее низкой температурой в разрезе, а зона весьма затрудненного водообмена — наиболее высокой. 3. г. во всех ее разновидностях может быть осложнена или даже нарушена разного рода явлениями азонально- сти, обусловленными специфичностью геологической ситуации.

Большинство нефтяных и газовых месторождений приурочены к нижней гидрогеодинамической зоне, чем и объясняется нефтегазопоисковое значение ее диагностики в разрезе В первой и второй сверху зонах встречаются нефтяные и газовые месторождения, в том числе гигантские, но нефть в них обычно тяжелая, окисленная, микробиологически деградированная

ЗОНД КАРОТАЖНЫЙ — см. градиент-зонд и потенциал-зонд.

ЗОНДИРОВАНИЕ ГЛУБИННОЕ СЕЙСМИЧЕСКОЕ (ГСЗ) — метод сейсмической разведки, основанный на регистрации и изучении глубинных отраженных и преломленных волн, возбуждаемых взрывами и проникающих на десятки км в глубь Земли. Наблюдения ГСЗ проводят преимущественно методом преломленных волн при расстоянии взрыв — прибор до нескольких сотен км. В зависимости от поставленных задач система наблюдений может быть непрерывной, кусочно-непрерывной, точечным профилированием и пр. Эффективна обработка параметрических зондирований — непротяженных продольных профилей, на которых под

робно изучается волновая картина, уточняются критерии дискретной корреляции, исследуется характер неоднородностей покрывающей и преломляющей сред и решаются другие задачи. Системы наблюдений при параметрических зондированиях обеспечивают получение полных корреляционных систем вдоль продольного профиля для всех волн, подлежащих изучению. При наблюдениях ГСЗ используются низкочастотная сейсмическая аппаратура с повышенной чувствительностью и группирование взрывов. Суммарная масса заряда может достигать нескольких тонн. При интерпретации применяется групповая корреляция.

ГСЗ используется при изучении глубинных границ раздела земной коры, проведении тектонического районирования с последующим изучением структур первого порядка — крупных областей осадконакопления, горных сооружений и т. д. При решении нефтегеологических задач данные ГСЗ служат для разделения участков земной коры с принципиально разным внутренним строением, ограниченных обычно тектоническими швами (зонами глубинных разломов), а также для выявления связей структуры осадочного чехла со структурой кристаллического фундамента и нижележащих слоев земной коры. Данные ГСЗ позволяют судить о геологической природе региональных магнитных и гравитационных аномалий. Материалы ГСЗ принимаются в качестве опорных при сейсмологических наблюдениях. Недостатками метода являются его громоздкость и неоднозначность интерпретации при определении геологической природы сейсмических границ.

ЗОНДИРОВАНИЕ КАРОТАЖНОЕ БОКОВОЕ (БКЗ)—каротаж сопротивления, осуществляемый комплектом однотипных зондов разной длины. При БКЗ используется комплект кровельных или подошвенных гра- диент-зондов, длина которых, а следовательно, и радиус изучения последовательно увеличиваются в 2 раза. В случае проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт такой комплект позволяет исследовать и зону проникновения, и не измененную проникновением часть пласта.

Комплект подошвенных градпент-зон- дов составляют зонды. Л 0,4 М 0,1 N, А 1 М 0,1 N, А 2 М 0,5 N, А 4 М 0,5 N и А 8 М 1 N. Для уточнения отбивки границ пластов и учета явления экранирования комплект дополняется одним кровельным зондом Комплект кровельных градиент-зон- дов состоит из зондов таких же размеров, ио дополняется он подошвенным градиент-зондом. По результатам обработки материалов БКЗ, используя кривую зондирования, определяют удельное сопротивление пластов, а при наличии зоны проникновения — ее параметры* удельное сопротивление и диаметр проникновения

ЗОНДИРОВАНИЕ МАГНИТОТЕЛЛУРИЧЕСКОЕ (МТЗ) — индукционное зондирование, основанное на изучении вариаций естественного электромагнитного поля Земли в широком диапазоне периодов (от долей секунды до нескольких десятков минут). По результатам измерений строят кривые кажущегося сопротивления в зависимости от Т1/2 (где Т — период вариаций), характеризующие строение геоэлектрического разреза. Сравнением с теоретическими палетками или по аналитическим формулам определяют суммарную продольную проводимость, мощность отдельных горизонтов и глубину залегания опорного высокоомного горизонта Глубина исследования методом МТЗ может достигать 12—15 км. Погрешность (при благоприятных условиях) ±10 %. Метод МТЗ используют с целью региональных исследований и получения параметрических данных для последующей постановки работ методом электропрофилирования: ЗОНДИРОВАНИЕ ЧАСТОТНОЕ ГАРМОНИЧЕСКИМ ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫМ ПОЛЕМ (ЗГЭМП-Ч) — индукционное зондирование, основанное на разной глубине проникновения переменного электромагнитного поля в земную кору в зависимости от удельного сопротивления пород и частоты питающего тока. В отличие от методов постоянного тока, при выполнении частотных зондирований расстояние между питающими и приемными заземлениями остается постоянным, а изменяется частота питающего тока. Результатом зондирования яв

ляется 1 рафик зависимости амплиту ды или фазы измеряемого сигнала и i его частоты С помощью палеток или аналитическим способом по этим графикам вычисляют истинные сопротивления и мощности горизонтов, слагающих геоэлектрический разрез. Глубины, доступные изучению, колеблются от десятков метров до 2 км Основным преимуществом этого метода по сравнению с методами постоянного тока (ВЭЗ, ДОЗ) является возможность изучения проводящих толщ, перекрытых изолирующим экраном.

ЗОНДИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ — метод электроразведки, позволяющий изучать геоэлектрический разрез по вертикали путем измерения элементов электромагнитного поля в точке зондирования на земной поверхности при возрастающей глубине проникновения этого поля. Различают два класса методов 3. э * геометрические (ВЭЗ, ДОЗ) (выполняемые на постоянном токе или переменном токе низкой частоты), когда изменение глубинности исследования обеспечивается изменением расстояния между питающими электродами (заземлениями), и индукционные (ИЗ), когда изменение глубинности обеспечивается изменением частоты переменного тока в питающей линии К классу индукционных зондирований относятся также метод ЗС, использующий импульсное возбуждение поля, и метод МТЗ, использующий естественное переменное электромагнитное поле Земли. С помощью 3. э осуществляются рекогносцировочное и детальное изучение рельефа опорного электрического горизонта, выявление и картирование тектонических структур в осадочной толще, а также прямые поиски месторождений нефти и газа

ЗОНДИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ВЕРТИКАЛЬНОЕ (ВЭЗ) — геометрическое зондирование установкой с симметрично расположенными электродами (заземлениями). В центре располагаются приемные, по краям — питающие электроды. В процессе зондирования питающие электроды разносятся в противоположные стороны, что вызывает увеличение глубины исследования. Результатом зондирования является кривая ВЭЗ —

I рафик зависимости кажущегося сопротивления от разносов электродов, отражающий основные элементы гео- электрического разреза. В процессе интерпретации по кривым ВЭЗ с помощью палеток или аналитических формул определяют истинные сопро- гивления и мощности основных гео- >лсктрических горизонтов Окончательные результаты представляют в виде геолого-геофизических разрезов и структурных карт по опорным горизонтам. Недостатком метода является невозможность изучения разре- юв, содержащих промежуточные экраны высокого сопротивления В случае отсутствия таких экранов глубинность метода может достигать 2 км. Погрешность определения глубин ±10%, в трудных условиях ±25 %. ЗОНДИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ДИПОЛЬНОЕ (ДЗ) — геометрическое зондирование, выполняемое установкой с попарно сближенными приемными и питающими заземлениями (диполями). Увеличение глубинности изучения достигается увеличением разносов между диполями. Макс, разносы должны в 5—10 раз превышать изучаемую глубину. Порядок обработки ДЗ тот же, что и ВЭЗ. Преимуществом ДЗ по сравнению с ВЭЗ являются значительно меньшие размеры питающих линий, возможность выполнения работ по криволинейным профилям и возможность оценки угла наклона электрических горизонтов (при работе по специальной методике «двусторонних зондирований»). Глубинность метода до 2 км, погрешность определения глубин ±10 %, в трудных условиях ±25%.

ЗОНДИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ СТАНОВЛЕНИЕМ ПОЛЯ (ЗС) — индукционное зондирование, в основе которого лежит изучение устанавливающегося электромагнитного поля на земной поверхности при ступенеобразном изменении амплитуды электрического тока в питающей цепи. Результатом зондирования является график кажущегося сопротивления как функция времени от момента изменения амплитуды тока до момента становления, отражающий распределение электрических параметров разреза по глубине С помощью палеток или аналитическим способом

определяют мощности и сопротивление геоэлектрических горизонтов Глубины, доступные изучению методом ЗС, колеблются от первых сотен метров до 5—8 км. Так же как и метод частотных зондирований, метод ЗС позволяет изучать разрез под изолирующими экранами. Преимуществом его являются большая глубинность, возможность использовать установки относительно малых размеров для изучения глубокозалегающих горизонтов. Погрешность определения глубин 5—10%, в трудных условиях до ±20 %.

ЗУБЕЙР НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в Ираке на территории Басра-Кувейтской впадины, осложняющей платформенный борт Месопотамского (Предзагрос- ского) прогиба; приурочено к пологой брахиантиклинали 60 X 8 км. Открыто в 1948 г. Осн. запасы приурочены к двум песчаным горизонтам нижнемеловой свиты Зцбейр; их суммарная мощи до 300 м, пористость 20— 25 %, проницаемость до 6 мкм2. Нефтеносны также верхнемеловые и нижнемиоценовые известняки. Глубина залегания нижнемеловых продуктивных горизонтов 3320 и 3360 м. Залежи в нижнемеловых горизонтах пластовые сводовые; в верхнемеловом и нижнемиоценовом — сводовые массивные. Нач извл запасы нефти 600 млн. т, растворенного газа 140 млрд м3. Пл. нефти 0,820—0,845 (Зубейр), 0,870 (верхний мел), 0,935 (нижний миоцен). Макс, годовая добыча нефти 10 млн. т (1975 г).

ЗУБЕЙР ФОРМАЦИЯ (свита) — распространена в Ираке и Кувейте Представлена песчаниками и глинами Мощн. 350 м Относится к баррему — нижнему апту Промышленно нефтеносна.

ЗУЛУФ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено в Саудовской Аравии на акватории Персидского залива, к востоку от месторождения Сафания-Хафджи на сев. погружении Центральноаравийского поднятия; приурочено к куполовидной складке 28X20 км Открыто в 1965 г Осн. запасы приурочены к известнякам свиты Ратави неокомского возраста, залегающим на глубине 1770 м и обладающим высокими коллекторскими свойствами Залежь сводовая

массивная. Нач. извл. запасы нефти 1200 млн. т, растворенного газа 120 млрд. м3. Годовая добыча 9,7 млн. т (1974 г.).

ИВАНОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ АСФАЛЬТИТОВ — расположено в 32 км юго-восточнее г. Бугуруслан Оренбургской области (Волго-Уральская НГП). Приурочено к одноименному локальному поднятию в системе Малокинельских дислокаций. Залежь чистого асфальтита приурочена к ангидрито-соленосной толще казанского яруса верхней перми, залегает на глубине 386—441 м, имеет линзовидную форму, мощи от 5—7 м в центре до 1,5—2 м и менее па периферии. Асфальтиты представляют собой твердое, хрупкое блестящее вещество пл 1,11—1,22, Тразмяг^ 220 °C Состав асфальтита (%): С 80,2—82,1; Н 8,6—8,7; S 6,6—8,02; масла 14,1— 18,0; смолы бензольные 9,2—10,6; смолы спиртобензольные 9,9—14,6; асфальтены 58,1—61,9 Асфальтит содержит V и Ni. Запасы асфальтита 9 млн. т.

ИДД-ЭЛ Ь-ШАР ГИ ГАЗО Н ЕФТЯ- НОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в Катаре, на акватории Персидского залива к востоку от п-ва Катар, на глубоком погружении Центральноаравийской гемиантеклизы; приурочено к брахиантиклинали 32 X X 12 км, осложненной двумя куполами и разрывными нарушениями. Открыто в 1960 г. Осн. запасы, как и на других месторождениях Центральноаравийского поднятия (Тавар, Абкаик и др.), приурочены к известнякам свиты Араб (горизонты А, В, С, D) позднеюрского возраста, обладающим высокими коллекторскими свойствами; продуктивны также нижнемеловые и келловей-оксфордские известняки. Глубина залегания свиты Араб 2130—2260 м Залежи сводовые массивные с газовыми шапками Нач извл запасы нефти 285 млн т, рас

творенного газа 35 млрд. м3. Пл нефти 0,845 (Араб).

ИДИОГИПЕРГЕНЕЗ — см. гипергенез.

ИДИОМОРФИЗМ — способность минералов принимать Свойственные им кристаллографические очертания при образовании горных пород из расплавов или растворов. Обычно говорят об относительном И, зависящем наряду с этой способностью также от последовательности кристаллизации минералов

ИЖЕМСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ АСФАЛЬТИТОВ — расположено в 3 км от дер. Нямодь Коми АССР, в Ижма-Омринском нефтегазоносном районе Тимано-Печорской НГП. Месторождение локализовано в пределах Нямедского поднятия и Легкемской мульды, входящих в систему структур Ухтинско-Ижемского мегавала. Рудные горизонты суммарной мощи 20—40 м приурочены к выщелоченным кавернозным карбонатам в зоне контакта фаменского и визейского ярусов Асфальтитовое оруденение контролируется полосами дробления шириной от 25 до 100 м и протяженностью до 500 м, которые разделены безрудными зонами шириной 30— 50 м Ср. содержание битума 1— 3,5 вес. %. Состав ср пробы ижем- ского асфальтита (%): масла 23; смолы 12,5; асфальтены 57,7; карбоиды 6,8; сера 6,1. Пл 1,05—1,07, Тразмяг = 105-т- 140°С Площадь распространения асфальтитового оруденения 40 км2; разведанные запасы 4,8 млн т. Добыча асфальтита производилась с 1933 по 1969 г. карьерами и штольнями. Асфальтит использовался в основном как сырье для производства лаковых битумов. С 1969 г. месторождение законсервировано.

ИЖМА-ОМРИНСКИЙ КОМПЛЕКС— распространен в Восточном Притиманье и в бассейне р Печора Объединяет три свиты Свита Литология, мощность, м Васкер- Доломиты, ская> 450

Нибель- Переслаива- скаяние красно

ВозрастСилур —начало среднего девона (?) Ордовик (?)— силурВозрастСилур —начало среднего девона (?) Ордовик (?)— силурбурых аргиллитов и песчаников, < 450

Возраст

Силур —начало среднего девона (?) Ордовик (?)— силур

Возраст

Силур —начало среднего девона (?) Ордовик (?)— силур

Седиоль- Песчаники с Ордовик (?) ская прослоями каолинитовых глин, > 300

Общая мощность комплекса превы- шает 1000 м.

Некоторые исследователи понижают возраст комплекса в кембрий, другие ограничивают его верхнюю возрастную границу силуром. Промышленно нефтегазоносен.

ИЗВЕСТКОВИСТЫЙ, ИЗВЕСТКОВЫЙ— указывает на присутствие в осадочной породе СаСО3 в количествах соответственно от 5 до 25 % и от 25 до 50 %.

ИЗВЕСТНЯКИ—карбонатные осадочные горные породы (карбонаты), на 50 % и более сложенные кальци- т)м. По генезису подразделяются на рганогенные, хемогенные и обломочные. Органогенные различаются по преобладающему организму-породо- образователю — фораминиферовые, коралловые, водорослевые и др.; хемогенные и обломочные — по размеру верен (см. структуры горных пород зернистые).

ИЗОАЛКАНЫ — алканы, молекула которых имеет разветвленную цепь углеродных атомов в противоположность «-алканам, в которых атомы углерода в молекулах соединены линейно. Иногда термин И. относят к узкой специфической группе разветвленных алканов — к 2-метилалканам, составляющим вместе с «-алканами и антеизоалканами основную массу УВ, синтезируемых живой клеткой. ИЗОАНОМАЛЫ — линии равных отклонений рассматриваемой величины от ее значений, принятых за нормальные. Термин наиболее широко применяется в гравиразведке

ИЗОВОЛЬВЫ — линии, соединяющие на карте точки с равным углеродным коэффициентом.

ИЗОГИПСЫ — линии одинаковой высоты относительно современного уровня моря. На топографических картах при помощи изогипс изображается рельеф земной поверхности, на с I руктурных картах — гипсометрическое положение тех или иных горизонтов (в топографии синоним — горизонтали)

ИЗОГОНЫ — линии равных значений магнитного склонения на карте.

ИЗОДИНАМЫ — линии равных значений напряженности геомагнитного поля Т или его составляющих (Z, Я, X, У) на карте.

ИЗОМЕРИЗАЦИЯ — реакции взаимных превращений изомеров (см. углеводороды). Легко протекают в присутствии некоторых природных алюмосиликатов, особенно типа монтмориллонита, играющих роль катализатора. Если реакция И. проходит до конца, то образуется устойчивая в данных условиях термодинамически равновесная смесь изомеров. Состав равновесных смесей при любой температуре можно рассчитать теоретически на основе учета термодинамических свойств отдельных компонентов и таким образом предсказать направление процесса. И — один из наиболее вероятных в условиях геосферы процессов изменения природных углеводородных систем.

ИЗОМЕРЫ — химические соединения, имеющие одинаковый элементный состав и молекулярную массу, но различающиеся по своему строению и свойствам

ИЗОМОРФИЗМ — замещение одних химических элементов другими в кристаллических решетках, обусловленное близостью свойств этих элементов. И определяет сложность состава минералов Степень И зависит от условий образования минералов, и поэтому количественные соотношения между замещающими и основными элементами могут использоваться для решения задач палеогеографии. Так, отношение Sr/Ca в известняках позволяет устанавливать глубину моря, отношение Hf/Zr в терригенных породах— детали обстановок осадкообразования в условиях жаркого гумид- ного климата

ИЗОПАХИТЫ — линии на картах и планах, соединяющие точки с одинаковой мощностью отложений.

ИЗОПРЕНОИДЫ — обширный класс природных соединений, углеродный скелет которых построен из фрагментов, имеющих структуру ненасыщенного УВ изопрена (2-метилбутадие- на-1,3)

СН2=СН—СН=СН21н3

И обычно содержат 2—8 изопреновых фрагментов и 10—40 углеродных атомов в молекуле. Важнейшие группы И. — терпены и их кислородсодержащие производные терпеноиды (иногда термин «терпеноиды» относят ко всему классу И ), а также близкие к терпеноидам по структуре и механизму образования вещества со специфическими биологическими функциями (стероиды, каротиноиды и др). Большинство И обладают оптической активностью. По растворимости в неполярных растворителях И по некоторым классификациям относят к липидам, объединяя их с другими, так называемыми жироподобными, веществами в группу липоидов

Подобно истинным липидам, И. довольно стабильны в химическом и биохимическом отношениях и способны сохранять основные черты своей молекулярной структуры в процессе посмертного преобразования и захоронения РОВ Ископаемые производные И относятся (наряду с порфиринами) к числу важнейших хемофос- силий, широко представленных в нефтях, битумоидах РОВ пород и в продуктах деструкции керогена (изопреноидные алканы, насыщенные полициклические терпаны, стераны, изопреноидные кислоты и др ). Ископаемые полициклические производные И. являются, как предполагают, основными носителями оптической активности нефтей и битумоидов РОВ ИЗОПЬЕЗЫ — линии, соединяющие на плане точки с равными значениями пьезометрических уровней ИЗОРЕСПЛЕНДЫ— линии равных значений отражательной способности витринита

ИЗОСЕЙСТЫ — линии на карте, соединяющие точки с равной плотностью потока сейсмической энергии ИЗОСТАЗИЯ — состояние равновесия масс земной коры и мантии Современные данные свидетельствуют, что ббльшая часть масс, слагающих крупные блоки коры и мантии, размещена на континентах и в оксанах в соответствии с условиями И ИЗОТЕРМЫ — линии на карте, соединяющие точки с равной температурой

ИЗОТОПЫ В ГЕОЛОГИИ — изучение изотопного состава природных элементов лежит в основе целого ря

да методов решения геологических геохимических и промысловых задач Все эти методы делятся на пять <х новных групп.

Простое сопоставление изотопно го состава одних и тех же элементов в природных веществах одинаковою или близкого состава с целью более детальной дифференциации природных веществ по их составу или ( целью более надежной идентификации заданного вещества при изучении его поведения в недрах. Для этих нелеп пригодны любые химические элементы, входящие в состав исследуемого вещества и обладающие достаточно заметной изменчивостью изотопного состава.

Сопоставление изотопного соста ва одних и тех же химических элементов природных веществ с целью изучения геохимических процессов формирования состава веществ или условий, в которых эти процессы идут. В основе этих методов лежит способность изотопов к разделению (фракционированию) вследствие раз ницы масс, энергий химических связей и активаций в химических реакциях Наибольший эффект фракционирования характерен для легких элементов — Н, С, О, N, S и др

Глубина разделения их изотопов определяется в основном кинетически ми и термодинамическими факторами При высокой температуре фракционирование минимальное, при низкой — максимальное. При нормальной температуре наиболее восстановленные соединения С, S и N содержат больше легких изотопов,а высокоокислеп- ные — больше тяжелых изотопов Некоторые многократно повторяющиеся процессы могут вызвать разделение изотопов, достигающее нескольких процентов К этой группе относится протонно-кислородный метод определения температуры образования кар бопатных осадков

Дифференциация изотопов отдельных химических элементов по их происхождению с целью изучения генетической природы и особенностей формирования включающих эти элементы веществ В основе этих методов лежат конкретные представления о зависимости изотопного состава химических элементов от их генетической природы Для этих целей ис-

пользуются в основном благородные 1.иы, особенно Не и Аг, генетические разности которых, приуроченные к разным геосферам Земли, относительно легко распознаются.

Определение содержания и соотношения радиоактивных изотопов и продуктов их распада: 235U—207РЬ, Й^и_20брЬ; 232Th—208pb; 87^—87Sr; 40^—40Аг и др. В основе использования этих методов с геохронологическими целями лежит способность радиоактивных изотопов самопроизвольно распадаться с определенной скоростью, которая не зависит от внешних воздействий, образуя стабильные н ютопы. Эти методы используются для определения абсолютного возраста горных пород, пластовых вод и др. природных веществ.

Использование радиоактивных изотопов в радиоактивном каротаже путем измерения интенсивности вторичного у-излучения в стволе скважин после введения в нее радиоактивных веществ. Этот метод меченых атомов используется для определения зон пористых и трещиноватых пород, для контроля состояния скважин, для наблюдения за подземной и затрубной циркуляцией вод и т. д. ИЗОТРОПНОСТЬ — см. анизотропность.

ИЗОХОРЫ — линии, соединяющие на плане точки с равными вертикальными расстояниями между ранее установленным опорным горизонтом и тем горизонтом, по которому требуется построить структурную карту.

ИЗОХРОНЫ — 1. Линии на плане, соединяющие точки, достигнутые сейсмической волной за одинаковый промежуток времени. 2. Линии на плане или разрезе, соединяющие точки, в которых установлен одинаковый возраст отложений

ИЙОЛИТ — см породы изверженные.

ИКТЕХСКАЯ СВИТА — распространена в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы (Вост. Сибирь). Представлена ангидритами, ангидрито-доло- митами, доломитами с подчиненными прослоями и пачками аргиллитов, песчаников, мергелей и каменной соли. В основании залегает более или менее выдержанная ботуобинская пачка песчаников (до 30 м). Мощн. свиты 240—530 м. Охарактеризована акри

тархами, микрофитолитами, строматолитами. Относится к венду. Промышленно нефтегазоносна

ИЛ — сильно водонасыщенный осадок, сложенный в основном частицами пелитовой и мелкоалевритовой размерностей По составу частицы могут быть различными, обломочные зерна, глинистые минералы, органогенные и хемогенные минералы, органическое вещество, вулканические продукты и т. д.

ИЛЛИНОЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена в пределах штатов Иллинойс, Индиана, Кентукки, Теннесси, Миссури (США). Начало освоения 1902 г. Приурочена к внутриплатформенной синеклизе Сев -Американской плиты. К ней примыкают НГО с севера Мичиганская, с запада Зап. Внутреннего бассейна, с юга Предуошитская, с востока нефтегазоносный свод Цинциннати. Размеры области 460 X 675 км; ориентировка длинной оси СЗ 340°, площадь 300 тыс. км2. Объем выполняющих осадков 340 тыс км3

Разрез сложен палеозойскими образованиями, залегающими на докембрийском кристаллическом фундаменте Представлен палеозойскими (от кембрия до Пенсильвания^ породами с макс, мощн 4,3 км. Доля морских отложений 80%. При этом нижняя часть разреза сложена морскими осадками песчаниками (кембрий), известняками и доломитами (ордовик — нижний пенсильваний). Верхняя часть (верхний миссисипий — пенсильваний) в значительной мере континентальная и представлена песчаниками с прослоями глин и угленосных пород Доля карбонатных пород в разрезе 50 %. Наиболее существенные перерывы приурочены к контакту кембрия с кристаллическим фундаментом, к границам нижнего и среднего ордовика, силура и девона, миссисипия и Пенсильвания

Залегание пород в пределах синеклизы пологое, углы наклона лишь местами достигают 3—5°. Синеклиза более или менее симметрична; интенсивность в ср 0,015 м/км2. Развиты пологие куполовидные и вытянутые антиклинали, которые нередко объединяются в валоподобные поднятия различной протяженности, простирающиеся в сев.-вост, сев -зап или

меридиональном направлениях; площади структур от 2 до 80 км2, амплитуды 60—70 м.

Региональной покрышкой служат глинистые породы верхнего миссиси- пия. В разрезе выявлено 25 продуктивных горизонтов. Нижним являются криноидные известняки среднего ордовика. Продуктивные горизонты силура и девона сложены песчаниками и известняками. Основная нефтегазоносность связана с известняками Валмейер и песчаниками Честер миссисипского возраста. Кроме сводовых залежей, наиболее типичных, встречаются также литологические, массивные, связанные с рифовыми массивами и погребенными долинами рек, тектонически экранированные.

В пределах синеклизы открыто 1120 нефтяных и свыше 300 газовых месторождений. Нач. доказанные запасы 544 млн. т нефти (включая конденсат) и 70 млрд, м3 газа. Все запасы связаны с палеозоем. Залежи встречаются до глубин 3 км; 60 % запасов сосредоточено на глубинах до 1 км и 40 % в интервале 1—3 км Текущие доказанные запасы 27 млн. т нефти и 15 млрд, м3 газа. Потенциальные геол. запасы нефти 570 млн. т., газа 85 млрд. м3. Наиболее крупными месторождениями нефти являются Олд-Иллинойс, Клей- Сити, Сейлем, но запасы их меньше 100 млн. т.

ИЛЛИТЫ — см. гидрослюды.

ИЛЬМЕНИТ — минерал, FeTiO3. Тв 5—6. Пл. 4,7. Образуется обычно в изверженных породах основного и ультраосновного состава. В осадочных породах аллотигенный акцессорий. Устойчивый (см. минералогия терригенная) .

ИМАН-КАРИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ МАЛЬТ — расположено в 100 км к северо-востоку от ст. Мукур Гурьевской области. Приурочено к Урало-Эмбинской солянокупольной области. Состоит из залежей Кировых песчаников альба и сеномана на приподнятом крыле одноименного соляного купола; залежи линейно вытянуты вдоль сброса, проходящего через центральную часть складки Размеры залежей от 150X 100 до 1000X70 м, суммарная мощи, пластов от 3,7 до 13,3 м (ср. 8,57); содержа

ние битума 9—21 вес. % (ср. 18,9) Битумы относят к мальтам; их состав (%): масла 40,7; смолы бензольньк 15,0; смолы спиртобензольные 31,2. асфальтогеновые кислоты 3,5, асфаль тены 9,75. Разведанные запасы киро вых пород 1288 тыс. т, битума 248 тыс. т. Детальная разведка про ведена в 1957—1958 г.

ИМПСОНИТЫ — подкласс высших керитов. И. — твердые, углеподобныг битумы черного цвета, неплавкие и нерастворимые в органических раство рителях. Пл. 1,10—1,25, содержание* углерода 87—90 %, водорода 5—8 %, выход беззольного кокса 50—85 % ИНВЕРСИЯ (обращение тектонического режима) — в тектонике изме нение режима тектонических движений, приводящее к преобразованию прогибов или их частей в поднятия, а поднятий — в прогибы. И. сопутсл - вуют существенные внутренние изменения, проявляющиеся в интенсифи кации магматизма, складчатости, в смене палеогеографических условий и т. д. И. независимо от характера, как правило, приводит к увеличению общей площади поднятий и суши в геосинклинальных системах. Выделяют И общую и И. частную. И общая приводит к смене преимущественных прогибаний или дифференцированных движений на ранних стадиях развития геосинклинальной системы прогрессирующим поднятием большей ее части. Кульминацией И общей служит замыкание геосинклинали и проявление главной складчатости. И. частная есть превращение геосинклинального прогиба в поднятие или дифференциация крупного геосинклинального прогиба в результате образования на части его площади внутренних или краевых поднятий. На платформах И. особенно четко проявляется в авлакогенах и краевых прогибах.

ИНГРЕДИЕНТЫ ГУМУСОВЫХ УГЛЕЙ— составные части гумусовых углей, различимые невооруженным глазом. Различают И. г. у.: два простых, сложенных одним микрокомпонентом, — витрен и фюзен; два сложных — кларен и дюрен; два смешанных — кларено-дюрен и дюре но-кларен.

Витрен представляет собой наиболее блестящий И. г. у., продукт гели

фнмтпи исходного материала, сохра- нииншй (телинит) или не сохранивший (коллинит) признаков клеточной Ируктуры; под микроскопом имеет в проходящем свете оранжево-красный до красновато-коричневого цвет, в отряженном свете — серый или бело-серый. Фюзен, наиболее матовый из И. г у., черный, шелковистый, имеет волокнистую структуру; под микроскопом в проходящем свете черный, с тчетливой клеточной структурой, в 01 раженном свете — желто-белый; характеризуется резкр повышенной отражательной способностью, высоким i одержанием углерода, пониженным содержанием водорода, уменьшением пыхода летучих веществ; нередко сильно минерализован в связи с пористым строением; в процессе углефикации благодаря своей изначальной повышенной карбонизоваи- ности изменяется меньше других И. г. у.

Кларен сложен в основном гелифи- цированной (витренизированной) массой с погруженными в нее лейптини- товыми и фюзенизированными микрокомпонентами (не более 25%); в зависимости от характера микроком- нонентов различают кларен споровый, кутикуло-фюзенизированный и т. п. Дюрен, матовый ингредиент, содержит не менее 70 % фюзенизирован- иых или лейптинитовых микрокомпонентов; основная его масса может быть под микроскопом в проходящем свете непрозрачной, если сложена мелкоаттритовым материалом смешанной природы, или же прозрачной, гелифицированной; в зависимости от преобладающих микрокомпонентов различают дюрен споровый, фюзени- зированный и т. д.

ИНГРЕССИЯ — разновидность трансгрессии; наступление моря на отдельные наиболее пониженные и выровненные участки платформ. И. обычно охватывают ограниченные территории и бывают менее продолжительными, чем обширные трансгрессии. Морской бассейн при И. часто имеет вытянутую форму. Ингрессивные осадочные серии залегают на подстилающих образованиях без углового несогласия, с более или менее отчетливым перерывом. Иногда под И. понимают отдельные, как правило, второстепенные фазы крупных трансгрессий.

ИНДАН (гидринден, 2,3-дигидроип- ден) — простейший циклано-ареновый («гибридный») углеводород С9Н|0, состоящий из двух конденсированных колец — аренового и пятичленного цикланового; первый член гомологического ряда инданов С^Нгл-з ^кип = = 177,95 °C. И. и его метилзамещен- ные гомологи до Си идентифицированы в средних фракциях многих нефтей.

ИНДЕКС КОРРЕЛЯЦИИ (структурный) — эмпирический параметр, используемый для приближенной оценки содержания алканов в нефтяных фракциях (парафинистости):

CJ = 473,7d^ - 456,8 + 48 640/К, где CJ — индекс корреляции по Г. Смиту (1940); d60 — плотность фракции нефти при 60760 °F (15,6715,6°C); К— ср. температура кипения фракции, К;

или

J = 474,5^2° + 49 350/Габс - 456,8, где I — индекс метановых углеводородов по Г. Амосову (1951); d2® — плотность фракции нефти при 2074 °C (плотность нефти измеряется относительно плотности воды, которая может быть взята при той же температуре, что и нефть, или при стандартной 4СС); Габс — ср. температура кипения фракции, К

И. к. нормальных алканов принимается равным 0, а аренов 100 Считается, что при значениях И. к. < 15 во фракции преобладают алканы, от 15 до 50 — цикланы (или фракция имеет смешанный УВ-состав), >50 — арены. Поскольку И. к. позволяет оценить УВ-состав сугубо приближенно, его применение целесообразно только при отсутствии более надежной аналитической информации

ИНДЕКС CPI — см. коэффициент нечетности.

ИНДЕФЕТИГЕЙБЛ ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— находится н британском секторе акватории Северного моря, на юго-зап. склоне одноименного бассейна; приурочено к нарушенной разрывами антиклинали 16 X X 8 км. Открыто в 1966 г. Продуктивность связана с нижнепермскими песчаниками, обладающими пористостью 12—20 %, проницаемостью

до 0,1 мкм2, залегающими па глубине 2500 м. Залежь пластовая сводовая, дизъюнктивно ограниченная. Нач. извл. запасы газа, содержащего до 98 % метана, 226 млрд. м3.

ИНДОЛ — см. соединения органические азотсодержащие.

ИНИКАНСКАЯ СВИТА — распространена в юго-вост, части Сибирской платформы Сложена темно-серыми до черных, битуминозными глинистыми сланцами, кремнистыми аргиллитами и мергелями, глинистыми известняками и доломитами мощи, от 15—20 до 80—100 м. Охарактеризована трилобитами, брахиоподами, хиолитами. Отвечает ленскому ярусу нижнего кембрия — амгинскому ярусу (без верхней части) среднего кембрия. В ср. течении Лены фациальным аналогом И. с является сынская свита мощн. 25—120 м, отвечающая нижней части ленского яруса. Концентрация СОрг в среднем от 0,1 до 2—3 %, для отдельных разностей пород (горючие сланцы) достигает 20— 22 %.

ИНКЛИНОМЕТРИЯ СКВАЖИНЫ — метод контроля за пространственным положением оси скважины. Измеряют угол ее отклонения от вертикали (зенитный угол) и магнитный азимут проекции оси скважины на горизонтальную плоскость. Для измерений применяются электрические, фотографические и гироскопические инклинометры. Данные И. с. используются для обеспечения бурения скважины в заданном направлении, при определении истинных глубин залегания геологических объектов, при построении карт и разрезов, когда для этих целей привлекаются каротажные и буровые материалы ИНТЕНСИВНОСТЬ ТЕКТОНИЧЕСКИХ СТРУКТУР — степень напряженности структуры, мерой которой является отношение амплитуды структуры к ее площади, измеренное внутри замкнутого контура по тому горизонту, по которому структура имеет максимальную амплитуду. И. т. с. оказывает существенное влияние на распределение нефти и газа в локальных поднятиях. Структуры большой интенсивности (> 3 м/км2) в нефтегазоносных районах являются преимущественно нефтегазоносными; малоинтенсивные (<1,5) — преимуще-

ственно нефтеносными; среднеинтенсивные (1,5—3) — газонефтеносными ИНТЕРФЕРЕНЦИЯ СКВАЖИН — см. взаимодействие скважин.

ИНТИЗАР НЕФТЯНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ — находятся в Ливии, в пределах синеклизы Сирт; приурочены к рифовым массивам, индексируемым буквами А, В, С, D. Открыты в 1967 г. Рифовые тела, сложенные палеоценовыми известняками, заключенными в карбонатно-глинистом разрезе, имеют в плане округлые очертания диаметром до 5 км, а в разрезе — караваеобразную форму и мощность несколько сотен метров Крупнейшими месторождениями являются Интизар А и Интизар D, в которых залежи, вскрытые на глубинах соответственно 3020 и 2870 м, содержат 209 и 160 млн. т нефти (извл. запасы); пл нефти 0,810—0,830. Годовая добыча на площадях А, С и D 15,7 млн. т (1974 г ).

ИНТРАГЕОАНТИКЛИНАЛЬ — см. геоантиклиналь.

ИНТРАГЕОСИНКЛИНАЛЬ — см. прогиб гео синклинальный.

ИРАВАДИЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — расположена на территории Бирмы в пределах крупной Иравадийской долины Освоение началось в конце прошлого века. Приурочена к одноименному межгорному прогибу, расположенному между кайнозойским горно-складчатым сооружением Аракан-Йома- Нага и Шаньским нагорьем, относящимся к герцинской складчатости Степень закрытости объекта средняя На юге граничит с Андаманским и Никобарским НГБ. Площадь 530 км2, из них на шельф до изобаты 500 м приходится 170 км2, на более глубоководную часть 140 км2 Бассейн выполнен кайнозойскими отложениями, объем которых 2,4 млн. км3, из них на шельф приходится 680 тыс. км3, па глубоководье — 280 тыс. км3. Простирание бассейна субмеридиональное. Предполагается, что макс. мощн. кайнозойских отложений (глубина залегания кровли фундамента) более 10 км.

Иравадийская НГП приурочена к межгорному прогибу, границы которого совпадают с крупными глубинными разломами, отраженными в чехле и местами выраженными орогра-

фически. Прогиб асимметричный, зона наибольшего прогибания смещена к зап. борту. Узким субмеридиональным антиклинорием Пегу-Иома и по- югими поперечными поднятиями про- । иб делится на 5 впадин (с севера на юг). Северную, Чиндвинскую, Цен- |ральную (Минбу), Дельтовую и Сит- гангскую. Особенностью провинции является меридиональная цепь вулканов в ее центральной части—«вулканическая линия». Во всех впадинах установлены многочисленные складки, которые группируются в антиклинальные зоны, и региональные разрывы меридионального и субмеридио- пального простирания.

В вост, частях Центральной и Чинд- винской впадин большинство локальных поднятий представляют собой узкие, сжатые асимметричные антиклинали с более крутыми, иногда подвернутыми вост, крыльями, осложненными продольными надвигами, а некоторые — грязевыми вулканами. В пределах зап. бортов этих впадин <кладчатость проявилась менее отче 1ливо. Во впадинах Дельтовой и (Ji । гапгекой развиты более пологие < к 1адки В районах, примыкающих । антиклинорию Пегу-Иома, распространены мелкие и узкие * кладки

Фаунистически установлена непрерывность кайнозойского разреза от палеоцена до голоцена. Однако верх- немноцен-плиоценовые отложения на нижележащих породах залегают со- ।часио только в центральной части «•.нсейна; на зап и вост, бортах, а ниже в нижнем течении р. Чиндвин инн ложатся со стратиграфическим ни tn ласием. В осадочной толще южн. и центральной частей бассейна выде- МПО1СЯ три литолого-стратиграфиче- и\нх комплекса: палеоцен-эоценовый, " i m оцеН-среднемиоценовый (серия 11<ч у) и верхнемиоцен-плиоценовый |< < пня Иравади).

Два нижних комплекса представлены преимущественно переслаиванием । 11ПН1СГЫХ и песчаных свит с редкими прослоями конгломератов, известня- । он II мергелей. В этих комплексах • шиу вверх по разрезу и по площади ина на север происходит смена мел- онотпо-морских отложений на более । р\бо юрнистыс прибрежно-морские и । пуипыс. В верхних юриюнтах па-

леоцен-эоценового комплекса появляются прослои угля (свиты Пон- даунг и Яу), в олигоцен-среднемиоце- новом комплексе — красноцветы. Наибольшее число угольных и красноцветных горизонтов отмечается в переходной зоне между морскими фациями, развитыми на юге, и континентальными, распространенными в сев. половине бассейна. Морские отложения составляют на севере 33—58 %, а в большей южной части до 80 %. Мощн. палеоцен-эоценового комплекса достигает 6—8 км, из которых 4— 6 км приходится на глинистые свиты Мощн. олигоцен-среднемиоценового комплекса до 5,5 км, преимущественно песчаные свиты составляют в нем свыше 3 км, карбонатные прослои встречаются редко. Оба комплекса включают нефтегазоматеринские толщи, представленные глинистыми сланцами и глинами, преимущественно песчаные коллекторы и глинистые покрышки. Основные продуктивные горизонты находятся в олигоцен- среднемиоценовом комплексе

Верхнемиоцен-плиоценовый комплекс (серия Иравади) представлен красноцветными пресноводными песчаниками, галечниками с прослоями глин, конгломератами мощн до 3 км. В верхнем течении р. Чиндвин кайнозойский осадочный чехол включает молассовые пресноводные отложения, в которых преобладают горизонты песчаников, галечников, конгломератов.

Залежи нефти и газа обнаружены в песчаных и реже в карбонатных горизонтах серии Пегу олигоцен-среднемиоценового возраста. По типу они относятся к пластовым сводовым, частично к тектонически экранированным, а также комбинированным. Комбинированные залежи с литологическим ограничением особенно характерны для центральных районов бассейна, где происходила смена морских отложений дельтовыми. Большинство месторождений расположены в Центральной и Дельтовой впадинах. Глубина залегания продуктивных горизонтов 120—1800 м

На 1 января 1984 г. открыто 33 нефтяных и 5 газовых месторождений. Все они мелкие, одни из них уже выработаны, другие для разработки нерентабельны. Эксплуатируются

только 6 месторождений, из которых наиболее продуктивно Манн ИРИАНСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена на северо- западе о. Новая Гвинея. Приурочена к современному Ирианскому геосин- клинальному прогибу, ограниченному бесперспективными территориями и акваториями: на севере — Зап -Меланезийским поднятием, на юге и востоке — приподнятыми складчатыми структурами кайнозоя, на западе — современным поднятием. На северо-западе НГО открывается в Новогвинейский глубоководный желоб. Площадь НГО 180 тыс. км2 (суша 96, шельф 12, глубоководье 72 тыс. км2). Макс длина (в субширотном простирании) 1200 км, ширина 325 км. Объем осадочного выполнения 540 тыс. км3.

Строение Ирианского прогиба осложнено поперечным поднятием Джел- пура, продольным о Якен, а также разломами различной ориентировки. Региональный сброс Якен-Соронг рассекает прогиб в его осевой зоне. Фундамент образуют, в южной части верхнепалеозойские и нижнемезозойские метаморфические комплексы, в северной — океанические базальты (зона обдукции). Макс. мощн. кайнозойского осадочного чехла 6 км. В нижней части разреза (верхний эоцен— нижний миоцен) развиты глубоководные вулканические и континентального склона образования, включая турбидиты. В неогене широко представлены известняки и др карбонатные разности пород, присутствуют также вулканиты основного и среднего состава Доля морских отложений в чехле превышает 80%. Карбонатные породы составляют до 50 % разреза, сюда входят и регионально прослеживаемые горизонты Йогенных известняков (миоцен).

[с. мощности осадочного чехла наблюдаются в осложняющих Ириан- ский грабен впадинах, имеющих в основном субширотное простирание.

Поисково-разведочные работы на нефть и газ начаты в 60-е годы текущего столетия; с 1972 г. ведется бурение Общие геологические предпосылки, а также результаты исследования РОВ осадочной толщи подтверждают наличие нефтематеринских свит в разрезе Свидетельством этого являются также многочисленные

нефтегазопроявления в отложениях миоцена и плиопена, обнаруженные в пределах суши. В 1973 г. на шельфе было открыто мелкое газовое место рождение R-1. Продуктивны песчаники неогена свиты Мамберамо, залегающие на глубине 1770 м. Нач. геол потенциальные ресурсы жидких УВ Ирианской НГО составляют 0,9 млрд т, газообразных 0,55 трлн. м3. Извл ресурсы соответственно 0,3 млрд т и 0,4 трлн, м3, в том числе 0,14 млрд т и 0,2 трлн, м3 на шельфе.

ИСКОПАЕМЫЕ РУКОВОДЯЩИЕ^ древние организмы, имеющие узкое стратиграфическое распространение и обширные ареалы и поэтому используемые для корреляции и датировки осадочных толщ. Для И. р. обязательны также частая их встречае мость в разрезах и относительная простота определения Однако накопленные к настоящему времени данные показывают, что многие формы, считавшиеся руководящими, имеют в силу разных причин неодинаковые стратиграфические диапазоны в удаленных разрезах Поэтому предпочтительными являются сопоставление и даты ровка слоев не по отдельным И р, а по характерным их комплексам ИСПАРЕНИЕ РЕТРОГРАДНОЕ — см. процессы ретроградные.

ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН —см. опробование пластов.

ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН — комплекс работ на скважине, проводимых в процессе бурения и после его завершения. Объем, детальность и последовательность операций зависят от назначения скважины (см классификация скважину На поисковых и разведочных скважинах проводят следующие виды исследований а) технические, обеспечивающие успешное бурение скважины и характеризующие состояние ее ствола и конструкцию (контроль свойств промывочной жидкости, механический каротаж, кавернометрия, измерения кривизны скважины — инклинометрия, термокаротаж, проверка на герметичность обсадной колонны и др ); б) геологические, направленные на составление геологического разреза и выявление горизонтов опробования (отбор шлама и керна, все виды каротажа, наблюдения над расходом и качеством промывочной жидкости, изуче-

ние нефте- и газопроявлений и т. д), в) вскрытие и опробование пластов, намеченных для изучения ИСТОЧНИКИ УВ АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ— различные виды сырья, используемого для синтеза жидких (син- нефть) и газообразных (сингаз) углеводородов. Таким сырьем служат главным образом уголь, горючие сланцы, некоторые природные битумы, а также различные виды возобновляемых источников биомассы, такие как торф, древесина, продукты или отходы сельскохозяйственного производства, органический материал городских свалок и пр. Запасы подобного сырья очень велики, и теоретически за их счет можно удовлетворять потребность мировой промышленности в УВ десятки и даже сотни лет. Мировые ресурсы горючих сланцев по состоянию на 1981 г. эквивалентны G30 млрд, т нефти (в СССР — 120 млрд, т), если принять ср. выход сланцевой смолы (проба Фишера) равным 6 %.

Однако промышленное освоение этих источников требует огромных капиталовложений и времени на разработку технологии, строительство предприятий и т. д. К тому же существующие технологии сопряжены с сильным загрязнением окружающей среды. Суммарная мощность предприятий по получению сингаза в Канаде равна 8,7 млн. м3 в год; в ЮАР комплекс Сасол-I па базе переработки угля методом Фишера — Тропша дает 250 тыс. т жидкого топлива в год, там же спроектирован комплекс Сасол-П производительностью 1,5 млн. т горючего, 150 тыс. т этилена, 1,0 млн. т аммиака и 200 тыс. т различных производных угольной смолы; промышленность синнефти на базе горючих сланцев давно существует в КНР. В последние годы многие крупные проекты по производству синнефти из горючих сланцев (США) или природных битумов (Канада) заморожены по конъюнктурным мотивам.

ИСТОЧНИКИ УВ НЕТРАДИЦИОННЫЕ— природные источники нефти и газа, которые по экономическим, технологическим и др. причинам не считались рентабельными и до начала роста в 70-х годах мировых цен на нефть и газ не разрабатывались.

К ним относятся малодебитные скопления нефти в плотных породах, в плохих коллекторах, мелкие месторождения, скопления на больших глубинах (более 10 км), растворенные в водах углеводороды, находящиеся в кристаллогидратном состоянии, и т. д. К нетрадиционным источникам относятся также УВ, которые можно дополнительно извлечь из пластов на уже известных месторождениях, применяя третичные и др. усовершенствованные методы добычи, и запасы тяжелых нефтей (пл. 0,904—1,000, вязкость 0,1—100 Па-с), добыча которых без специальных мероприятий невозможна.

Запасы таких источников в мире огромны. Только в зарубежных странах доказанные ресурсы тяжелой нефти 320 млрд, т (90 % — в Канаде и Венесуэле). Запасы растворенного в водах метана в Галф-Косте (США) 2800 трлн. м3. При содержании метана в воде до 7 м3/м3 его добыча считается рентабельной Малодебитных нефтяных скважин (<1,6м3/сут) только в США действует 400 тыс. В 1979 г. из них получено 65 млн. м3 нефти, что составило 14 % общ. добычи.

ИСТ-ТЕКСАС НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в США па сев. борту бассейна Мексиканского залива (Галф-Кост); приурочено к крупной стратиграфической ловушке, образованной поверхностью несогласия, срезающей продуктивные песчаники Вудбайн на зап. склоне свода Сабин (Сэбайн); размеры ловушки 68 X (6 Ч- 13) км Открыто в 1930 г.; является вторым по крупности (после Прадхо-Бей) нефтяным месторождением США. Стратиграфически экранированная залежь в песчаниках Вудбайн позднемелового возраста расположена на глубинах 915—1070 м; пористость песчаников 25 %, проницаемость до 4,6 мкм2. Нач. извл. запасы нефти 792 млн. т; пл. нефти изменяется с востока на запад от 0,815 до 0,850; содержание серы 0,3 %. Макс, добыча нефти (1933 г.) достигала 30 млн. т, в 60-х годах снизилась до 7,5 млн. т и сохраняется на этом уровне. Хотя здесь добыто уже более 600 млн. т, ожидается, что месторождение будет находиться в эксплуатации еще 50 лет.

ИСФАРИ некий ЯРУС (горизонт) — региональный ярус, широко распространенный на юге Средней Азии (Фергана, Таджикская депрессия, равнинные районы Узбекистана). Стратотип в районе г. Исфара в Фергане. Представлен главным образом глинами, иногда кремнистыми. Мощн. до 80 м. Фауна моллюсков, форами- нифер. Возраст поздний эоцен.

ЙЕТС НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— расположено в вост, части округа Пехос Зап. Техаса (США). Открыто в 1926 г. Находится на юго-вост. окончании Центральной платформы — плоского тектонического поднятия между Мидлендом и тектоническими впадинами Делавер и Вал-Верде. Представляет собой куполовидную пологую тектоническую структуру амплитудой около 200 м. Нефтеносная площадь 849,8 км2. Осадочная толща представлена пермскими, триасовыми и меловыми отложениями. Меловые слабо дислоцированы и перекрывают несогласно более древние. Несогласия в залегании отмечаются между триасом и пермью и внутри перми Продуктивными являются верхнепермские отложения (серия Гваделупа)} нефтеносны доломиты Сан-Андреас и Грейбург (главный горизонт) и покрывающие их пески свиты Квип. Покрышкой служат ангидриты Севен-Риверс. Мощн. песков 0—3,6 м; доломитов — более 70 м. Высота залежи около 100 м. Глубина залегания нефти 350 м. Всего на месторождении пробурено 586 скважин. На 1 января 1976 г. добыто 99 млн. м3 нефти, остаточные запасы 155,2 млн. м3.

кавернометрия скважины —

измерение среднего диаметра сква

жины Результатом измерения я в ляется кавернограмма— кривая, oi ражающая изменение диаметра сква жины с глубиной По ряду геологичс ских и технических причин фактический диаметр скважины отличается от номинального диаметра, т. е. от диаметра используемого долота. Увеличс ние диаметра обычно наблюдается при пересечении скважиной глин, гл и «истых пород, солей; уменьшение (в результате образования глинистой корки) — напротив проницаемых песчаников; номинальный диаметр — напротив плотных песчаников, известняков, доломитов.

Это обстоятельство позволяет использовать данные К. с. для уточнения геологического разреза скважины и выделения в ней пластов-коллекторов. К. с. используется также для оценки объема затрубного пространства и необходимого количества цемента при цементировании обсадной колонны, для контроля технического состояния ствола скважины, при выборе участков установки пакерующего устройства пластоиспыта- теля и башмака обсадных труб, при интерпретации каротажных данных, особенно БКЗ и РК. При специальных исследованиях — выделении трещинных и кавернозных коллекторов и определении толщины глинистой корки — применяются микрокавернометрия и коркометрия.

КАВЕРНЫ — пустоты в горных породах размером более 1 мм. Образуются при выщелачивании осадочных пород; в богатых газообразными компонентами эффузивных породах могу г возникать при их застывании. Наиболее широко распространены К. в карбонатных коллекторах, где они могут составлять существенную долю общей емкости.

КАЗАНСКИЙ ЯРУС — распространен на Русской платформе и на Северо- Востоке СССР. Является одним из стандартных ярусов в типовой области развития пермской системы. Представлен морскими карбонатно-терригенными образованиями, в верхах разреза появляются гипсы и гипсоносные глины, а в Прибалтике — битуминозные и соленосные отложения. В области сочленения Русской платформы и Урала морские горизонты замещаются красноцветными песчано-

министыми континентальными обра- юваниями. Мощн. на большей части Русской платформы около 200 м. Фауна брахиопод, мелких форамини- Фер, остракод. Является средним (вторым снизу) ярусом верхнего отдела пермской системы. Промышленно Нефтегазоносен в Тимано-Печорской провинции, в Куйбышевской и Оренбургской областях.

КЛИНИТ — минерал, KCl-MgSOr • ЗН2О. Тв. 2,5—3,0. Пл 2,15 В осадочных породах аутигенный, обра- «устся на высокой фазе галогенеза сульфатной линии, иногда входит в состав кепрока

КАЙНОЗОЙСКАЯ ЭРА — новая эра фанерозойского эона продолжительностью 60—70 млн. лет. Разделяется на три периода* палеогеновый, неогеновый, четвертичный.

КАЙНОЗОЙСКАЯ ЭРАТЕМА (кайнозой) — верхняя эратема фанерозоя. Залегает на мезозое. Объединяет три системы: палеогеновую, неогеновую, четвертичную.

КАКТУС НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено в Мексике, в административном районе Реформа, непосредственно к югу от месторождения Бермудес\ приурочено к крупному поднятию, разбитому разрывами на ряд блоков (Кактус, Нис- перо, Рио-Нуэво и Мундо-Нуэво). Площадь месторождения 130 км2. Осн. запасы приурочены к известнякам мелового возраста, залегающим на глубине 3540—4800 м и достигающим мощн. 425 м. Нач. извл. запасы нефти 340 млн т; пл. нефти 0,871, газовый фактор 380 м3/м3 Годовая добыча 7,8 млн т (1981 г.)

КАЛИНСКАЯ СВИТА —см. продуктивная толика.*

КАЛЬКАРЕНИТ (известняковый песчаник) — горная порода, сложенная в основном карбонатными обломками песчаной размерности, сцементированными кальцитом.

КАЛЬХУР ФОРМАЦИЯ (Кальгур) — распространена в Ираке и на юго- западе Ирана. Представлена известняками. Мощи. 50—100 м. Относится к олигопену — нижнему миоцену. Содержит крупные залежи нефти.

КАЛЬЦЕОЛОВЫЕ СЛОИ (койвен- ский горизонт) — распространены на зап. склоне Урала и на востоке Русской платформы. Представлены мер

гелями и глинистыми известняками с прослоями глинистых сланцев, известковистых глин и песчаников; в Тимано-Печорской провинции — песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Мощн. 15—35 м. Фауна брахиопод Возраст средний девон (эйфель). Промышленно нефтегазоносны в Тимано-Печорской провинции

КАЛЬЦИТ — минерал, СаСОз. Тв 3 Пл. 2,6—2,8 Легко растворяется в слабой НС1 на холоду. Породообразующий минерал известняков, доло- мито-известпяков и мергелей. Сравнительно легко растворяется в иловых и подземных водах, содержащих СО2, с образованием бикарбоната Са(НСО3)2. При уменьшении концентрации СО2, наоборот, происходит выпадение кальцита из гидро- карбонатных вод. Это приводит, с одной стороны, к выщелачиванию К. из горных пород и формированию вторичных пористости и кавернозно- сти, а с другой — к запечатыванию кальцитом порового и трещинного пространства и ухудшению емкостных и фильтрационных свойств карбонатных и терригенных пород Выделяют К низкомагнезиальный (до 1 % MgCO3) и высокомагнезиальный (1—10, иногда до 30 % MgCO3). Высокомагнезиальный К. нестабилен и встречается главным образом в современных осадках.

КАЛЬЦИТИЗАЦИЯ — процесс новообразования кальцита в горной породе В осадочных породах К может быть диагенетической и эпигенетической. Интенсивная эпигенетическая К. доломитов (раздоломичи- вание, дедоломитизация) приводит к возникновению вторичных известняков (дедоломитов), обычно средне- и крупнозернистых. На коллекторские свойства карбонатных и др. пород К. оказывает отрицательное влияние.

КАМБЕЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — расположена в зап. части п-ова Индостан. Площадь 280 тыс. км2 (шельф 130 тыс км2). Объем осадочного выполнения 1,5 млн. км3. Первое месторождение открыто в 1958 г. НГП объединяет одноименный внутриплатформенный грабен и Бомбейский периконтинеп- тальный прогиб. Камбейский грабен

субмеридионального простирания, шириной 45—ПО км, протяженностью более 600 км состоит из блоков, ступенчато погружающихся с севера на юг, в пределах которых в осадочном чехле сформировались крупные впадины, осложненные локальными поднятиями преимущественно субмеридиональной ориентировки

В морской части НГП в пределах Бомбейского периконтинентального прогиба выделяется юж. продолжение Камбейского грабена, которому в осадочном чехле соответствуют впадины Дахану, Тарапур и рифтовая зона Ратнагири К юго-западу расположен Бомбейский свод, являющийся самым крупным положительным элементом морской части НГП. Его зап. крыло пологое, восточное крутое, осложненное крупным сбросом амплитудой 800—1600 м Локальные поднятия имеют субширотное и субмеридиональное направления, такое же простирание и у всех основных разломов.

Фундамент докембрийский, глубина залегания от 3 до 8 км. Осадочное выполнение имеет трехъярусное строение. Нижний ярус образован мезозойскими (возможно, и палеозойскими) морскими и континентальными отложениями мощн. от 500 до 2000 м (в акватории). Средний ярус — деканские траппы позднемелового — палеоценового возраста мощн. 300—1000 м. Верхний — кайнозойский — ярус осадочного чехла, несогласно перекрывающий деканские траппы и фундамент, на суше сложен песчано-глинистой толщей мелководно-морских, дельтовых и аллювиальных пород палеогена и неогена мощн. 2—5 км. Мощности и литологический состав отложений верхнего яруса резко меняются В акваториальной части они замещаются дельтовыми алевритистыми и глинистыми породами, затем морскими карбонатно-гЛинистыми и карбонатными, а ближе к континентальному склону снова глинистыми Региональный перерыв отмечается в раннепалеоцеповое время

Выделяются три нефтегазоносных комплекса, с которыми связаны все залежи нефти и газа: палеоцен-ниж- неэоценовый, среднеэоцен-олигоцено-

вый и миоценовый. Палеоцен-ниж неэоценовый комплекс на суше обь единяет две свиты — олпадскую и камбейские черные глины. Сложен различными терригенными породами, в акваториальной части представлен терригенными и карбонатными pa t ностями. Коллекторы песчано-алев ритовые мощн. 15—^30 м, в аквато рии еще и карбонатные, общ. мощн комплекса от 20 до 1400 м и более.

Среднеэоцен-олигоценовый комп леке на суше объединяет подсвиту Кади и свиты тарадскую, калолскую. тарапурскую, анклешварскую. Сло жен терригенными отложениями мощн. 300—700 м. Коллекторы пес чаные и алевролитовые. В акваториальной части мощн. комплекса уве личивается до 1600 м и более; здесь его слагают известняки, а также переслаивание крупных пачек глин и известняков. Коллекторы карбонатные. Миоценовый комплекс представ лен на суше песчаниками и глинами мощн до 850 м, а в акватории гли нами с редкими прослоями известняков мощн до 1500 м. Коллекторы песчаные и карбонатные. Во всех комплексах имеются органогенные известняки.

Нефтематеринскими могут считать ся палеогеновые глины. Имеется несколько покрышек: на суше — кам бейские черные глины мощн до сотен метров, тарапурские глины мощн 100—300 м (палеоген), глины свит Катана и Бабагуру (миоцен); в акватории — глинистые горизонты палеогена, а также регионально выдержанные средне-верхнемиоценовыс глины мощн до 900 м.

Залежи пластовые сводовые,, тектонически экранированные, комбинированные, в акватории еще и массивные. Глубина залежей 440— 1500 м. На 1 января 1984 г. открыло 53 месторождения (43 нефтяных и газонефтяных, 10 газовых), из них па акватории 18 (13 нефтяных и газонефтяных, 5 газовых). Нач. извл запасы 450—500 млн. т нефти и 300 млрд, м3 газа; из них на акватории 340—400 млн т нефти и 200— 260 млрд, м5 газа Месторождения обычно мелкие и средние. К крупным относится только одно газонефтяное месторождение Бомбей Хай, распо-

ТАБЛИЦА K.l

Сопоставление схем подразделения каменноугольной системы

Западная Европа

СССР

США

Отдел

Ярус

Отдел

Ярус

Система

Ярус, формация

Силезий

Стефанский

Верхний

Гжельский

Пенсильваний

Вирджил

Касимовский

Миссури

Вестфальский

Средний

Московский

Демойн

Атока

Башкирский

Морроу

Винслоу Блойд Хейл

Намюрский

Нижний

Серпуховский

Миссисипий

Честер

Динант

Визейский

Визейский

Мерамек

Турнейский

Турнейский

Осейдж

Киндерхук

ложенное на шельфе, с доказанными запасами нефти 150—200 млн. т.

КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА (карбон) — пятая снизу система палеозоя; залегает на девоне, перекрывается пермью. Выделение ярусных и зональных подразделений карбона основано на гониатитах, форамини- ферах (фузулинидах), брахиоподах. Важное значение имеют также кораллы, крипоидеи и др. Схема основных подразделений карбона приведена в табл. K.L

К каменноугольным отложениям приурочены значительные запасы нефти и газа, особенно в Сев. Америке, в СССР (Волго-Уральская область, Прикаспий) и на Ближнем Востоке. Общ. геол, запасы нефти

в карбоне составляют не менее 3 %, газа — более 2 % мировых ресурсов (см. ресурсы прогнозные).

КАМЕННОУГОЛЬНЫЙ ПЕРИОД — пятый от начала палеозойской эры геологический период, продолжительность которого оценивается в 60— 100 млн лет (обычно 65 млн. лет). Характеризуется частой сменой трансгрессий и регрессий; регрессии особенно многочисленны в среднем и позднем карбоне. Очень активна магматическая деятельность в гео- синклинальных областях. В карбоне чрезвычайно распространено паралическое угленакопление. Животный мир примечателен пышным расцветом фораминифер (фузулинид), широко представлены брахиоподы, ко-

раллы, кишечнополостные, головоногие, брюхоногие и двустворчатые моллюски, криноидеи, морские ежи, ракообразные (особенно остракоды), на суше — крупные земноводные (стегоцефалы) и пресмыкающиеся. Для флоры характерно развитие гигантских каламитов, плауновых, архаичных папоротников и кордаитов КАМШИКА ФОРМАЦИЯ (Кам- чук) — распространена в Ираке Представлена рифогенными и хемо- генными известняками. Мощн. 100— 150 м. Относится к альбу — сеноману Промышленно нефтеносна КАНГАН ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в Иране па сев.-вост, берегу Персидского залива, на прискладчатом борту Предза- гросского прогиба; приурочено к линейной антиклинали. Открыто в 1973 г. Продуктивны трещиноватые доломиты и оолитовые известняки свиты Хуфф пермского возраста, залегающие на глубинах более 3 км и перекрытые мощной ангидритовой толщей. Залежь сводовая массивная, высота >900 м. Запасы газа 3 трлн, м3 (по некоторым оценкам 7—8 трлн, м3, т. е. месторождение крупнейшее в мире).

КАНДЕБЛЬ (киндебаль) — местное название низкоплавкого озокерита (Зап Украина).

КАНТАРЕЛЬ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено в Мексике на акватории зал Кампече, приурочено к крупному горстообразному поднятию, осложненному рядом локальных структур, три из которых — Акал, Неоч и Чак — объединяются под названием месторождения Кантарель. Открыто в 1975 г. Нефтеносны палеоценовые известняки мощн до 600 м, залегающие на глубинах 1200—1300 м Нач. извл запасы нефти 530 млн т; нефть тяжелая (0,898—0,934), сернистая (до 3%), газовый фактор 260 м3/м3. В 1981 г. добыча нефти достигла 52,2 млн т.

КАНТО ГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — располагается в вост, части о. Хонсю и на прилегающей акватории Тихого океана вплоть до глубоководного желоба В 1912 г открыто первое газовое месторождение на суше, в 1973 г —на акватории Степень закрытости плохая. Площадь

83 тыс км2, длина 550 км, ширин.i 150 км. Объем осадков олигоцен Р) четвертичного возраста 207 тыс. км’ Простирание длинной оси субмерн диональное. Область связана с прогибом в пределах современной геосинклинали. Фундаментом служа! метаморфизованные породы палео зоя и мезозоя. Макс, мощн осадочной толщи достигает 4 км в аква ториальной части области. Доля морских отложений в составе оса дочного чехла около 90 %, в том числе карбонатных незначительный процент.

Морфологически область представляет собой прогиб, вытянутый вдоль о Хонсю, с пологими углами на клона бортов. Прогиб осложнен несколькими следующими друг за другом впадинами; одна из впадин (соб ственно Канто), расположенная в юж. части прогиба, выполнена плио цен-четвертичными отложениями мощн до 3 км. Осадочное выполнение слабо дислоцировано В юж части впадины Канто вблизи зоны дислокаций Фосса-Магна широко развиты разрывные нарушения, главным образом сбросы с амплитудой до нескольких сотен метров.

Залежи газа связаны с ловушками литологического типа во впадине Канто и с пластовыми сводовыми в акватории Литологические ловушки образованы зонами замещения на моноклинали песков и песчаников глинами Пористость песчаников достигает 30 %, проницаемость превышает 1 мкм2. Покрышками служа! пласты глин. Месторождения газа на суше располагаются вокруг центральной части впадины Канто, а в акватории приурочены к бортовой части впадины. Месторождения' мелкие, всего их открыто 20, в том числе 19 во впадине Канто. Геол ресурсы 395 млн. т усл. топлива Запасы газа сосредоточены в интервале глубин 1—3 км.

КАОЛИН — горная порода, в которой резко преобладает каолинит. Образуется в корах выветривания, чаще всего изверженных пород, или является результатом переотложения та ких кор

КАО Л И Н ИТ — минерал, AySisOgJ. •(ОН)4 Относится к глинистым минералам с двухэтажной структурой

Влагодаря такой структуре изоморфные замещения практически отсут- пвуют и химический состав К- исключительно стабилен: SiO2 46,5, Л12О3 39,5, Н2О 14%. Обычно К имеет пластинчатую форму кристаллов, их агрегаты характеризуются чешуйчатой, червеобразной и иногда радиально-лучистой структурой. В группу К. входят также диккит, накрит, имеющие тот же химический состав, и гидратированная форма — |аллуазит. К. образуется в основном и корах выветривания жаркого и влажного климата, поскольку для его развития по обычным материнским породам (не обогащенным аномально А12О3) необходим вынос значительной массы SiOz. В осадочных породах К. преимущественно аллотигенный, но нередко и аутигенный. Аутигенный К. типичен для угленосных отложений, где при катагенезе ОВ выделяется большое количество СО2, создающего кислую среду, необходимую для образования К.

В глинистых породах нефтегазоносных разрезов содержание К. на глинистую фракцию обычно колеблется от 0 до 40—50 %, повышаясь в континентальных отложениях. В цементе песчаных пород доля К среди глинистых минералов в среднем выше, причем нередки песчаники, особенно кварцевые, где в цементе присутствует только К. В цементах песчаников К, как правило, приурочен к изометрическим порам, образует крупночешуйчатые агрегаты и поэтому практически не ухудшает коллекторских свойств даже при содержании до 10 %. Именно с этим связано резкое улучшение коллекторских свойств песчаников при эпигенетической каолинизации гидро- слюдистых и хлоритовых цементов. В ходе данного процесса происходит растворение и вынос из пород катионов и SiO2, причем открытая пористость возрастает на несколько процентов, а проницаемость — иногда на 2—3 порядка. По поводу факторов каолинизации существуют различные точки зрения, но, по-види- мому, самым важным фактором является внедрение глубинной углекислоты, что убедительно показано на примере нефтегазоносных отложений

Зап. Сибири При стадиальном эпигенезе К. частично преобразуется в гидрослюды

КАПИЛЛЯРЫ — см. поры капиллярные.

КАРАГАНСКИЙ ЯРУС (горизонт) (спаниодонтелловые слои) — региональный ярус, широко распространенный на юге СССР (Крым, Предкавказье, юг Украины, Мангышлак, Устюрт, Копетдаг). Стратотип на мысе Тюб-Караган (Мангышлак). Представлен глинами с прослоями и пачками мергелей, известняков, ракушников, песков, песчаников. Мощн. до 400 м. Фауна моллюсков. Возраст средний миоцен (поздний тортон). Промышленно нефтеносен (Грозненский, Ставропольский районы, Кубано-Черноморская область).

КАРАДИИРМЕНСКАЯ СВИТА — распространена на Мангышлаке. Сложена чередующимися глинами, углистыми глинами, песчаниками, имеются пласты угля, в нижней части — песчаники Мощн. 150—180 м. Охарактеризована пресноводными двустворками и растительными остатками. Относится к нижнему байосу. На Юж. Мангышлаке аналоги К. с. промышленно нефтеносны.

КАРА-МУРАТСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ БИТУМОВ (Мунайлы-Мо- ла) — расположено в 90 км к юго- западу от ст. Мукур Гурьевской области (Казахстан). Приурочено к Урало-Эмбинской солянокупольной области Представляет собой линзовидную залежь закированных песчаников сеномана, ограниченную меридиональным сбросом центрального грабена в соляном куполе Мунайлы- Мола. Размер залежи 1,6 X 0,3 км, мощн. пласта 1—28 м (ср. 7,5 м), содержание битума от 5,76 до 94,6 вес. % (ср. 26,14 вес. %). Наличие прослоев почти чистого битума связано с естественным «вытапливанием» кира из пласта и с образованием Кировых «озер». По составу битумы относятся к мальтам и содержат (%): масел 40,1, смол бензольных 17,7, смол спиртобеи- зольных 29,6, асфальтогенных кислот 3,0, асфальтенов 9,55 На поверхности киры образуют плотную затвердевшую корку мощн 0,2—1 м Разведанные запасы 4184 тыс. т ки-

ровых пород, битума 1095 тыс т Производилась разработка открытым способом.

КАРАЧАГАНАКСКОЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в 120 км восточнее г. Уральск, в Карачаганакско- Кобландинской зоне подсолевых поднятий сев. внутренней прибортовой части Прикаспийской впадины. Открыто в 1979 г. Приурочено к асимметричному поднятию, которое по изогипсе—4600 м имеет площадь 230 км2. Кристаллический фундамент лежит на глубине 6,5 км; к западу и к югу от месторождения он погружается до 8,8—9 км. Поднятие вытянуто в сев.-зап. направлении Доказана нефтеносность верхнего девона. Основная продуктивность связана с доломитизированными и перекристаллизованными известняками карбона и нижней перми. Мощн. отложений карбона 1,1—1,2 км. Мощн. ассельских отложений 350— 400 м, сакмарских 30—35 м, артин- ских более 700 м. Установлено несогласное залегание ассельских отложений на нижнебашкирских и более древних.

В породах нижней перми выделены поровые, каверново-трещинные и чисто трещинные коллекторы. Пористость в коллекторах порового типа от 8,5 до 18,7 %, проницаемость от 0,0001 до 1 мкм2. Открытая пористость более 6 % характерна для 76,4 % мощности разреза. Залежь массивного типа, пластового строения; ГВК на глубине 5200 м. Высота нижнепермской залежи превышает 800 м. Температура на глубине 3937 м 95 °C, на 4050 м 98 °C. Пл. конденсата 0,623—0,792. В конденсате до 6 % H2S и 1—2 % СО2. В составе газа (об. %): СН4 80, H2S 3,7, меркаптаны до 0,2, пропан-бутановая фракция 5.

КАРБАЗОЛ — см. соединения органические азотсодержащие.

КАРБЕНЫ — фракция асфальтенов, нерастворимая на холоду в бензоле и четыреххлористом углероде. КАРБИДЫ — соединения металлов, а также некоторых неметаллов с углеродом. Образование К. возможно при нагревании металлов иди их окислов с углеродом в восстановительных условиях. При взаимодей-

ствии К. некоторых металлов с во дой образуются простейшие УВ ины метана СН4, ацетилена С2Н2 и др Это обстоятельство легло в основу одной из ранних гипотез абиогенного происхождения нефти (карбидная гипотеза Д. И. Менделеева).

КАРБОИДЫ — асфальтово-смолистые компоненты природных битумов, нерастворимые в хлороформе При сутствуют в грэемитах (до 10—15%), керитах (от 10—15 до 95 %) и ан траксолитах (более 95 %), элатери тах, особенно нафтоидного прош хождения.

КАРБОКСИЛ (карбоксильная груп па)—одновалентная группа (—СООН), характерная для некоторых классов органических соедипе ний: карбоновых кислот, аминокислот, оксикислот и т. д. К. является носителем кислотных свойств органических веществ. Водород К. мо жет быть замещен металлом или углеводородным радикалом с образованием соответственно солей или сложных эфиров. Процесс отщепления К. от К.-содержащих органических веществ называется декарбоксилированием.

КАРБОНАТИЗАЦИЯ—процессы развития в горных породах карбонатных минералов. В осадочных породах К. может быть как диагенетической, так и эпигенетической. Наиболее распространенные проявления К. — кальцитизация и доломитизация КАРБОНАТИТЫ — эндогенные карбонатные породы, входящие в состав сложных интрузивных комплексов, чаще всего ультраосновных щелочных.

КАРБОНАТНОСТЬ— суммарное содержание в горных породах всех карбонатных минералов (%). К определяется путем растворения навески породы в НС1. Карбонатность песчаных пород ухудшает их коллекторские свойства. По мере роста К. песчаников постепенно снижается их пористость, а когда К. достигает 10 %, снижается и проницаемость При К. 25—30 % песчаники практически перестают быть поровыми коллекторами.

КАРБОНАТЫ (минералы карбонатные) — соли угольной кислоты Н2СОз. Наиболее распространенными, породообразующими, являются

кальцит СаСО3 и доломит СаСОз- •MgCO3, слагающие осадочные карбонатные породы — известняки, доломиты. Значительно реже встречаются анкерит (Са, Fe, Mg)CO3, сидерит ЕеСО3, магнезит MgCO3, родохрозит МпСОз, остальные К сравнительно редки. Все эти К. группы кальцита кристаллизуются в тригональной сингонии и легко образуют изоморфные смеси. Отдельную । руппу К составляют арагонит (полиморфная модификация СаСО3), а также редкие стронцианит SrCO3, витерит ВаСО3 и др. минералы ромбической или моноклинной сингонии КАРБОНИЛ (карбонильная группа)—двухвалентный радикал (=СО), свойственный двум классам кислородсодержащих органических веществ — альдегидам и кетонам. В альдегидах углеродный атом радикала связан по крайней мере с одним атомом водорода, в кетонах К. связан с двумя углеводородными радикалами К.-содержащие компоненты ископаемого ОВ включают кетоппый К. В нефтях и битумоидах К.-содержащие соединения входят в состав асфальтово-смолистых веществ. Методы ИК-спектроскопии позволяют определить полуколичественно содержание К. как в жидких, так и в твердых каустобиолитах. Принято считать, что повышенное содержание К характерно для гипергенно-измененных форм каустобиолитов.

КАРДИУМ ГОРИЗОНТ — распространен в Зап. Канаде Представлен песчаниками Мощи около 100 м Относится к верхнему мелу. Промышленно нефтеносен Один из главных продуктивных объектов на месторождении Пембина.

КАРНАЛЛИТ—минерал, KCl-MgCl2- *6Н2О. Тв. 2—3 Пл 1,6. В осадочных породах аутигенный, образуется на высокой фазе галогенеза Иногда слагает пласты в галогенных толщах. КАРНАРВОН НЕФТЕНОСНАЯ ОБЛАСТЬ— расположена в сев.-зап части штата Зап. Австралия (Австралия) и на прилегающей акватории Индийского океана В тектоническом отношении представляет нарушенный склон докембрийского массива Пилбора, погружающийся в сторону Индийского океаш Размеры обла

сти 1050X325 км, площадь 237 тыс. км2, объем осадочного выполнения 712 тыс. км3. Азимут длинной оси ССВ. Начало освоения 1963 г.

Фундаментом являются изверженные и метаморфические породы докембрийского возраста. Осадочный чехол имеет мощн. до 10 км Он включает осадки фанерозоя — от девона до антропогена—с многочисленными перерывами Преобладают терригенные отложения. Ловушками являются брахиантиклинальные складки, осложненные разрывами. Продуктивные горизонты находятся в нижнем мелу и в верхней юре (титон), ниже в слоях Виндема, Му- дер о нг и Барроу. Они представлены песчаниками, перекрытыми глинистыми отложениями.

Типы залежей пластовые сводовые и литологически экранированные. В области открыто три месторождения: Барроу — нефтегазовое, Паско и Раф-Рэндке — нефтяные. Нефтяные по запасам являются мелкими. Барроу имеет нач. запасы нефти 31 млн. т, эксплуатируется с 1967 г. Темп отбора около 2 млн. т в год. Добываемый газ (около 200 млн. м3) большей частью сжигается в факелах. Нефть основного горизонта циклано-ареновая низкосернистая (0,05 вес. %) с газовым фактором 60 м3/м3. Наиболее изученной и разведанной является сев. часть области на глубине 3—3,5 км, где и открыты названные месторождения Перспективы открытий не исчерпаны. Поиски продолжаются.

КАРОТАЖ — геофизические исследования скважины, проводимые с целью выявления в геологическом разрезе полезных ископаемых (нефти, газа, угля, различных руд и т. д.), корреляции разрезов скважин и решения др. геологических задач. В зависимости от того, какой физический или химический параметр изучается в разрезе скважины, различают: карат аэю электрический, радиоактивный, акустический, газовый и др Обычно используется комплекс, состоящий из нескольких видов К. Комплекс выбирается в зависимости от вида полезного ископаемого, на которое ведется разведка, геологического строения района, техниче-

ских условий бурения и т п. Важной особенностью К. является возможность изучения физических свойств горных пород в условиях их естественного залегания.

Для проведения К. в скважину на специальном каротажном кабеле спускается измерительная установка, состоящая из каротажного зонда и скважинного прибора. На земной поверхности с помощью аппаратуры, входящей в комплект каротажной станции, регистрируется информация, поступающая с измерительной установки в процессе ее перемещения по стволу скважины. Каротажная диаграмма отображает непрерывное изменение изучаемого параметра по разрезу скважины в заданном масштабе параметра и глубины.

Ряд авторов (В. Н. Дахнов, В. М. Добрынин и др.) считают термин «каротаж» неудачным и предлагают вместо него использовать термины «метод», «-метрия» (например, радиометрия, гамма-метод и т. д.).

КАРОТАЖ АКУСТИЧЕСКИЙ (АК)- основан на изучении характеристик упругих волн ультразвукового и звукового диапазона, прошедших через горные породы. Возбуждение и регистрация упругих волн осуществляются зондом АК Трехэлементный зонд АК состоит из одного излучателя и двух приемников (аппаратура типа ЛАК) или двух излучателей и приемника (аппаратура типа СПАК). Возбужденные излучателем упругие колебания после прохождения их через горные породы фиксируются приемниками.

Для измерения скорости головной продольной волны регистрируют времена ее вступления ^ и /2 па первом и втором приемниках Определяют интервальное время (мкс) М = = /1 — /2 и интервальную скорость иР = ЦЫ, где I — расстояние между приемниками Такая модификация АК называется «АК по скорости» Ее данные используются для определения пористости, так как кп = = (Af— А^ск)/(А^ж — А/ск), где А£ск и А/ж—интервальное время соответственно в скелете породы и в жидкости, заполняющей поры. При другой модификации — «АК по затуханию» — регистрируют амплитуды

колебаний Ах и Д2 и определяют ю» эффипиент поглощения энергии (на раметр затухания) а (м-1) на учас i ке породы между элементами зон да: а=(1//)1п(А1/А2).

Метод АК используется для выд< ления в разрезе трещинно-каверпо । ных зон и для определения хараме ра насыщения пласта. В современной аппаратуре одновременно регистрир} ются 6 параметров: /ь /2, А/, Аь Л2. а. Разрабатываемая модификация волнового' АК позволит изучать ха рактеристики всех типов волн, уча ствующих в волновом процессе, ре гистрировать весь пакет колебании КАРОТАЖ БОКОВОЙ (БК) — мо дификация каротажа сопротивлении, отличающаяся особой конструкции и зонда. В зонде БК основной том» вый электрод расположен между до полнительными экранными электро дами. Через электроды пропускаю! ток одной и той же полярности, обес печивая автоматической регулиров кой тока равенство потенцииалов ос новного и экранных электродов Бла годаря влиянию экранных электро дов ток, выходящий из основною электрода, фокусируется и распро страняется узким слоем перпендпку лярно к оси скважины. Такая фор ма электрического поля снижаем влияние вмещающих пород и сква жины на результаты определенна кажущегося удельного сопротивле ния рк пласта. Для определения р. измеряют потенциал At7 любою электрода (при трехэлектродном зонде БК) или любого измеритель ного электрода (при многоэлектрод ном зонде БК) относительно удален ного электрода N, который нахи дится на земной поверхности или в броне кабеля. Значение рк подсчн тывают по формуле, общей для всех методов каротажа сопротивления

Зонд БК позволяет более чсню чем обычные электрические каром ж ные зонды, расчленять неоднородны' интервалы, сложенные прослоями п< большой мощности высокого СОНрм тивлепия Значение рк, измерении- напротив пластов без проникиовенн । фильтрата или с небольшим пронш новением, близко к истинному удел, ному сопротивлению пласта. Ош бенно эффективен БК в скважинах заполненных сильноминерализован

пой жидкостью. В промысловой гео- физике наибольшее распространение получили трех- и семиэлектродные ю иды БК-

КАРОТАЖ ГАЗОВЫЙ — комплекс методов изучения нефтегазоносности разреза, основанных на определении содержания и состава углеводородов и промывочной жидкости, шламе и керне. К. г. может проводиться как и процессе бурения, так и после него. При К. г. в процессе бурения анали- шруется газ, поступающий в циркулирующую промывочную жидкость из разбуриваемых пород, а при К. г. после бурения, т. е при длительных перерывах в циркуляции, анализируется газ, поступивший в промывочную жидкость из нефтегазоносных пластов в результате диффузии. После возобновления циркуляции газ при помощи специального дегазатора к увлекается из промывочной жидкости и в виде газовоздушной смеси подается в газоанализатор и хроматограф, в которых проводится суммарный и компонентный УВ-анализ. Попутно выполняется люминесцентный анализ проб жидкости, керна н шлама.

Для интерпретации данных К. г. необходима информация о некоторых технологических параметрах процесса бурения. Поэтому одновременно с К. г. проводятся каротаж механический — регистрация скорости бурения, каротаж фильтрационный — определение дифференциального расхода жидкости в скважине и т д Данные К. г. используются для выделения в разрезе скважины интервалов, перспективных на нефть и газ, и для оценки характера насыщения пластов. Наиболее эффективен К. г. при соблюдении следующих условий: скорость бурения выше 3— 1 м/ч; гидростатическое давление в скважине близко к пластовому давлению, обогащенность промывочной жидкости газом превышает 35— 10 см3/л; поглощение промывочной жидкости в скважине отсутствует; ia одно долбление в стволе скважины происходит полное обновление промывочной жидкости.

КАРОТАЖ ГАММА (ГК) — один из видов каротажа радиоактивного, основанный на измерении вдоль ствола скважины интенсивности естествен

ного гамма-излучения, возникающего в результате самопроизвольного распада радиоактивных элементов, содержащихся в горных породах (см. радиоактивность осадочных горных породу Существующая связь между радиоактивностью пород и их литологией, между интенсивностью гамма-излучения и степенью заглинизи- рованности пород ' позволяет по кривым ГК выделять в разрезе скважины глинистые интервалы, количественно оценивать содержание в породе глинистого материала, а в комплексе с другими методами каротажа литологически расчленять разрез.

Модификацией ГК является гамма-каротаж спектрометрический (ГКС), основанный на изучении энергетического спектра гамма-излучения, испускаемого при радиоактивном распаде атомных ядер отдельных элементов По характерным максимумам в спектре устанавливают присутствие и количество соответствующих радиоактивных изотопов, содержащихся в породе. ГКС используется для литологического расчленения разреза и для оценки глинистости пород. ГК применяется также при работе с радиоактивными изотопами (см метод радиоактивных изотоповУ

КАРОТАЖ ГАММА-ГАММА (ГГК)— один из видов каротажа радиоактивного, основанный на измерении интенсивности рассеянного гамма-излучения, возникающего в результате облучения горных пород, пересеченных скважиной, источником гамма- квантов. Существует несколько модификаций ГГК. При плотностном ГГК (ГГКП, первая модификация) породы облучают источником жестких гамма-квантов В качестве источника чаще всего используется радиоактивный изотоп цезия (137Cs) с энергией гамма-квантов 0,662 МэВ, а регистрируется рассеянное гамма- излучение с энергией более 0,2 МэВ

Основным процессом взаимодействия гамма-квантов с веществом горных пород при ГГКП является комптоновское рассеяние Вероятность рассеяния пропорциональна числу электронов на пути пучка гамма-квантов, а число электронов в единице объема породы пропорцио-

нально ее плотности. Установлено, что если порода состоит из элементов, атомный номер которых меньше 30, то между интенсивностью рассеянного гамма-излучения и плотностью породы наблюдается обратная зависимость. Дифференцированность пород по плотности и наличие зависимости между их плотностью и пористостью позволяют проводить по данным ГПШ литологическое расчленение разрезов скважин и оценивать пористость пород.

При селективном ГГК (ГГКС, вторая модификация) породы облучают источником мягких гамма-квантов с энергией менее 0,3—0,4 МэВ. Регистрируют мягкую компоненту гамма-излучения с энергией менее 0,2 МэВ. Преобладающим взаимодействием мягких гамма-квантов с веществом горных пород является фотоэффект, поэтому регистрируемая при ГГКС интенсивность мягкого гамма-излучения зависит в основном от вещественного состава породы, а не от ее плотности. Вероятность фотоэффекта резко возрастает при наличии в составе пород элементов с большим атомным номером. ГГКС используется для выделения в разрезе скважин углей и пород, содержащих тяжелые элементы.

ГГК в обоих модификациях имеет малый радиус исследования (10— 15 см), поэтому на его показания большое искажающее влияние оказывают скважинные условия: изменение диаметра скважины, толщина глинистой корки, плотность промывочной жидкости и т. д. Для уменьшения этого влияния применяют специальные двухзондовые приборы Другие модификации ГГК находят применение при решении некоторых технических задач, связанных с бурением скважины (см. методы контроля качества цементирования), й при контроле за эксплуатацией скважин и подземных нефтехранилищ — для отбивки контактов между флюидами разной плотности.

КАРОТАЖ ГРАДИЕНТА ПОЛЯ САМОПРОИЗВОЛЬНОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ— модификация каротажа потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС), основанная на определении изменения потенциала ПС по направлению движения прибора

при измерении, т е снизу вверх И< менение потенциала ПС определяем я как разность между предыдущим и последующим его значениями. Мс тод, по сравнению с обычным каро тажем ПС, имеет более высокую расчленяющую способность, четко отбивает границы пласта Подошве* пласта отвечают минимальные, а кровле — максимальные значения ii«i кривой градиента потенциала ПС Непроницаемые пласты и середины проницаемых пластов характеризу ются нулевыми значениями КАРОТАЖ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ (ДК) — один из методов каротажи электрического, основанный на измс рении характеристик высокочасто i - ного электромагнитного поля, воз буждаемого зондом ДК. Зонд ДК состоит из возбуждающей поле го нераторной и двух измерительных катушек. Поле, распространяясь в породах, в каждой точке простран ства характеризуется фазой ф и амплитудой К, которые зависят от час тоты поля, характеристик зонда и от таких электрических свойств среды, как удельное сопротивление и диэлектрическая проницаемость по род. В точках расположения измери тельных катушек регистрируют раз ность фаз поля Дф = Ф1 — ф2 и от носительную амплитуду вторичного поля | hzX — hz2111 h2X |. Относительную диэлектрическую проницаемость на ходят с помощью соответствующих номограмм.

Диаграммы ДК используются для детального расчленения разреза, определения характера насыщения пластов со средним и высоким со противлением и для оценки в чистых коллекторах коэффициента нефтега- зонасыщенностн Методом ДК' можно исследовать сухие скважины и скважины, заполненные непроводя щим раствором

КАРОТАЖ ИНДУКЦИОННЫЙ (ИК) — один из методов каротажи электрического, основанный на изме рении кажущейся удельной электро проводности горных пород при помощи индуцированных токов В про стейшем виде зонд ИК состоит из генераторной и измерительной ка тушек. Через генераторную катушку пропускают ток ультразвуковой час тоты. Силу тока в катушке поддср

живают постоянной Возникшее в генераторной катушке первичное переменное магнитное поле индуцирует в породе вихревые токи, сила которых определяется электропроводностью породы Вихревые токи создают вторичное переменное магнитное поле Первичное и вторичное магнитные поля индуцируют эдс в измерительной катушке; эдс первичного поля компенсируется, а эдс вторичного подается на земную поверхность для регистрации Измерив >дс вторичного поля ^инд и зная коэффициент зонда Кинд, определяют кажущуюся удельную электропроводность горной породы Ок (См/м):

О'К = VpK = ^Инд/Кинд*

Поскольку измерения проводятся в неоднородной среде, для снижения влияния скважины, вмещающих пород и зоны проникновения зонд ИК дополняется фокусирующими катушками. ИК позволяет с высокой точностью определять электрическое удельное сопротивление пород в низкоомном разрезе. ИК можно исполь- ювать в сухих скважинах и в заполненных непроводящим раствором. КАРОТАЖ МЕХАНИЧЕСКИЙ — определение времени, расходуемого на бурение единицы длины скважины. Наиболее распространенными интервалами, для которых определяется скорость бурения, являются 0,25; 0,5 и 1 м. Скорость бурения зависит как от технологических параметров режима бурения, типа и размера используемого долота, так н от прочностных и абразивных свойств горной породы, которые определяются ее литологией Это позволяет использовать К м для расчленения разреза скважины и уточнения литологического состава пород Данные К м привлекаются также для интерпретации материалов газового каротажа. Регистрация кривой К. м. производится либо приборами, входящими в комплект га- юкаротажной станции, либо станцией контроля параметров режима бурения.

КАРОТАЖ НЕЙТРОН-НЕЙТРОН- ПЫЙ (ННК) — один из методов каротажа нейтронного, подразделяющийся на две модификации* ней- |рон-нейтронный каротаж по надтеп

ловым нейтронам (ННКН) и ней- трон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКТ). Соответственно измеряются на определенном расстоянии от источника быстрых нейтронов плотности нейтронов, замедлившихся до надтепловых (единицы эВ) и тепловых (0,02 эВ) энергий.

Показания ННКН характеризуют суммарное водородосодержание горных пород и мало зависят от их литологического состава. На диаграммах ННКН плотные малопористые пласты отмечаются высокими показаниями, а с увеличением пористости пород (водородосодержания) реги стрируемые значения уменьшаются, так как чем больше водорода в породе, тем меньше длина замедления нейтрона и тем меньше вероятность, что он достигнет детектора прибора Метод используется для выделения коллекторов в разрезе скважины и для оценки их пористости

Показания ННКТ определяются не только замедляющими способностями породы, т е. ее водородосодержа- нием, но и наличием элементов с аномально высокими поглощающими способностями, прежде всего хлора. Поэтому при малой минерализации пластовых вод (до 20—25 г/л) ННКТ используется, так же как и ННКН, для оценки пористости пород, а при высокой минерализации — для определения положения водонефтяного контакта При наличии значительной зоны проникновения, заполненной пресным фильтратом, пористость по ННКН и ННКТ определяется однозначно независимо от характера насыщения пласта

КАРОТАЖ НЕЙТРОННЫЙ (НК)— совокупность методов каротажа радиоактивного, основанных на изучении эффекта взаимодействия быстрых нейтронов с веществом горной породы Помещенный в зондовое устройство скважинного прибора источник облучает породу потоком быстрых нейтронов с энергией 4— 15 МэВ Быстрые нейтроны, многократно сталкиваясь с ядрами элементов горной породы, теряют свою энергию и замедляются до тепловых энергий (0,025 эВ). Интенсивность замедления нейтронов зависит от содержания в породе ядер легких элементов, главным образом водо-

рода, масса ядра которого близка к массе нейтрона. Водородосодержа- пие породы контролируется ее пористостью, следовательно, существует возможность определения общей пористости пород по НК.

Образовавшиеся тепловые нейтроны диффундируют в среде из областей большой их плотности в области пониженной плотности. Диффузия сопровождается радиационным захватом, т. е. поглощением тепловых нейтронов ядрами элементов породы. Интенсивность поглощения зависит от содержания в породе элементов с высоким эффективным поперечным сечением захвата. Таким элементом в осадочных породах является прежде всего хлор. Радиационный захват сопровождается выделением энергии в виде одного или нескольких гамма-квантов Энергия излучения зависит от ядра элемента, поглотившего нейтрон. Например, ядро водорода, поглотив нейтрон, превращается в дейтерий 2Н, при этом излучается один гамма-квант с энергией 2,2 МэВ: хлор 35С1, превращаясь в изотоп 36С1, излучает в среднем 3,1 гамма-кванта с суммарной энергией около 8 МэВ. Это различие в излучаемой энергии позволяет, в частности, установить водонефтяной контакт по данным НК.

В зависимости от изучаемого эффекта взаимодействия нейтронов с горной породой различают следующие методы НК: каротаж нейтрон- нейтронный (ННК), основанный на измерении плотности нейтронов, замедлившихся до надтепловых (единицы эВ) и тепловых энергий; гамма-каротаж нейтронный (НГК), основанный на измерении интенсивности гамма-излучения радиационного захвата, каротаж нейтронный активационный, основанный на измерении интенсивности спада гамма-излучения искусственных радиоактивных изотопов, возникших в результате облучения породы источником быстрых нейтронов; каротаж нейтронный импульсный (ИНК), основанный на изучении скорости становления поля тепловых нейтронов. Некоторые методы НК подразделяются на модификации

НК используется для решения разнообразных задач, связанных с по-

исками и разведкой месторождений нефти и газа и с контролем за экс плуатацией этих месторождений Me тоды НК имеют небольшую глубин ность исследования, и на их резуль таты большое искажающее влияние оказывают диаметр скважины, своп ства заполняющей ее жидкости, ха рактер глинистой корки. Для умепь шения этого влияния применяются двухзондовые установки НК.

КАРОТАЖ НЕЙТРОННЫЙ АКТИВАЦИОННЫЙ — один из методов каротажа нейтронного, основанный на измерении интенсивности спада гамма-излучения радиоактивных изотопов, образовавшихся в результате облучения горной породы источником нейтронов. К. н а дает возможность определять наличие и содержание химического элемента в породе при условии, что он способен активироваться Для решения конкретной задачи предварительно изучают активность определенного элемента Me тод используется для отбивки водонефтяного контакта по активации кислорода, хлора, натрия или ванадия, для определения присутствия того или иного специфического элемента, характеризующего литологический тип породы или полезного ископаемого

КАРОТАЖ НЕЙТРОННЫЙ ГАММА (НГК) — один из методов каротажа нейтронного, основанный на измерении интенсивности гамма-излучения радиационного захвата, возникающего в результате облучения горной породы потоком быстрых нейтронов Интенсивность вызванного гамма-излучения зависит от замедляющих и поглощающих свойств среды, т. е от ее водородо- и хлоросодержания Чем выше водородосодержание породы, тем ниже показания НГК Плотные непроницаемые пласты и пропластки отмечаются наиболее высокими показаниями. Водородосодержание пород контролируется их общей пористостью. Содержание водорода в единице объема нефти и воды практически одинаковое, что позволяет оценивать пористость по НГК в продуктивной и обводненной частях разреза

Оценка пористости по НГК наиболее достоверна для слабоглинистых коллекторов, насыщенных неф-

Пао или пресной водой. Высокая минерализация (хлоросодержание) пластовой воды повышает интенсивность гамма-излучения радиационно- |о захвата, что уменьшает досто- тфиость оценки пористости, но по- шоляет установить положение водо- нгфтяного контакта по НГК. Метод имеет небольшую глубинность иссле- ишания (20—40 см), поэтому при наличии значительной зоны проникновения, заполненной пресным филь- I ратом, характер насыщения пласта не сказывается на достоверности оценки пористости. Модификацией НГК является спектрометрический нейтронный гамма-каротаж (СНГК), основанный на изучении спектров гамма-излучения радиационного захвата. КАРОТАЖ НЕЙТРОННЫЙ ИМПУЛЬСНЫЙ (ИНК) — один из ме- юдов каротажа нейтронного (НК). В отличие от других методов НК, при ИНК в скважину спускают импульсный источник нейтронов (генератор нейтронов), который периодически в течение очень короткого времени (мкс) облучает породы потоком быстрых нейтронов с jноргней 14 МэВ. В промежутках между нейтронными облучениями в специально выбранные интервалы времени измеряют в зависимости от модификации ИНК либо плотность Н’пловых нейтронов (импульсный пейтрон-нейтронный каротаж — НИНК), либо интенсивность гамма- излучения радиационного захвата (импульсный нейтронный гамма-каротаж — ИНГК).

Анализируя зависимость числа ре- 1пстрируемых нейтронов или гамма- квантов от времени, определяют среднее время жизни тепловых нейтронов в горной породе, т, е. время о г момента замедления до захвата нейтрона ядром элемента Это время позволяет судить о концентрации в породе элементов с высоким сечением поглощения нейтронов, прежде всего хлора и бора. ИНК исполь- суется для отбивки водонефтяных контактов, так как нефтегазонасы- щенные интервалы характеризуются большими значениями среднего времени жизни тепловых нейтронов, чем интервалы, насыщенные минерализованной водой. Метод ИНК имеет большую глубинность исследования^

менее подвержен влиянию скважины и более чувствителен к содержанию хлора, чем другие методы НК.

КАРОТАЖ ПОТЕНЦИАЛОВ САМОПРОИЗВОЛЬНОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ (каротаж ПС)—метод электрического каротажа, основанный на изучении электрического поля, самопроизвольно возникающего в скважинах в ' результате электрохимической активности горных пород. Основной причиной возникновения эдс самопроизвольной поляризации (ПС) является наличие в скважине и около нее диффузионных, диффузионноадсорбционных и фильтрационных потенциалов. Измерение потенциала ПС сводится к регистрации разности потенциалов между неподвижным электродом N, находящимся около устья скважины, и электродом М, перемещаемым по стволу скважины. Искажающая измерение электродная разность потенциалов компенсируется включенным в измерительную цепь компенсатором поляризации.

Поскольку при регистрации невозможно учесть все сторонние разности потенциалов в цепи измерительных электродов, кривая ПС отображает лишь изменение потенциала ПС по скважине, а не его абсолютное значение. Поэтому на диаграммах ПС указывается только масштаб регистрации разности потенциалов (мВ/см) и не указывается линия отсчета. В качестве нулевой принимают «линию глин», которая проводится напротив мощных пластов глин. Отклонение кривой ПС от «линии глин» называют амплитудой потенциала ПС.

Наибольшая амплитуда потенциала ПС наблюдается напротив чистых песчаных пластов-коллекторов. С увеличением их глинистости амплитуда ПС уменьшается. Таким образом, кривая ПС является надежным средством выделения в терригенном разрезе проницаемых песчаных пластов, в ряде случаев она позволяет оценить относительную глинистость пород. По кривой ПС можно оценить удельное электрическое сопротивление пластовых вод, а следовательно, и их минерализацию Кривые ПС используются также при корреляции разрезов скважин. В карбонатном разрезе

эффективность ПС снижается, что обусловлено высоким удельным со противлением карбонатных пород. Удается лишь разделить карбонатные породы на глинистые и неглинистые, но не удается выделить в разрезе проницаемые интервалы.

КАРОТАЖ РАДИОАКТИВНЫЙ (РК) — совокупность геофизических методов исследования скважин, основанных на измерении интенсивности естественной и искусственно созданной радиоактивности горных пород. Основными видами РК, которые применяются в промысловой геофизике, являются: гамма-каротаж (ГК), основанный на измерении интенсивности естественной гамма-активности пород; гамма-гамма каротаж (ГГК), основанный на измерении интенсивности рассеянного гамма- излучения, возникающего при облучении пород источником гамма- квантов; каротаж нейтронный (НК), основанный на изучении эффекта взаимодействия потока нейтронов с веществом пород. Каждый из видов РК подразделяется на несколько методов (модификаций).

Особенностями РК являются: малая глубинность исследования (10— 30 см); возможность проведения исследований в открытом и обсаженном стволе скважины. Данные РК привлекаются для решения обширного круга геологических задач, связанных с поисками и разведкой нефтегазовых месторождений; при контроле за эксплуатацией этих месторождений; при решении некоторых технических задач в процессе бурения скважины.

Для измерения интенсивности радиоактивных излучений используются скважинные радиометры, которые состоят из радиоактивного зонда каротажного и электронной схемы, преобразующей информацию для передачи ее по каротажному кабелю на поверхность к измерительной аппаратуре. Как правило, все радиометры являются комплексными приборами, позволяющими регистрировать одновременно два-три параметра РК.

КАРОТАЖ СЕЙСМИЧЕСКИЙ —см. сейсмокаротаж интегральный.

КАРОТАЖ СОПРОТИВЛЕНИЯ (КС) — один из методов каротажа

электрического, основанный на изме рении удельного кажущегося элек трического сопротивления горной по роды рк. Измерение рк производи ня при помощи зонда каротажною Обычный каротажный электрически и зонд состоит из трех электродов (AMN или АВМ), четвертый элек трод (В или N) заземляется на по верхности. Через два токовых элек трода (АВ) пропускают электричс ский ток, а с помощью двух других (MN) измеряют разность потенциа лов MJ. Если поддерживать посто янную силу тока /, то при постоя и ном коэффициенте зонда К» который зависит от типа и размера зонда, из меряемое значение MJ будет пропор ционально рк, так как рк= (KII)MJ

В зависимости от задач, геологи ческих и технических условий КС может проводиться отдельными по тенциал- и градиент-зондами (каро таж стандартный), комплектом гра диент-зондов разной длины (зонди рование каротажное боковое), зон дами с фокусировкой тока (каротаж боковой), микроустановками (микро каротаж, микрокаротаж боковой) Данные КС позволяют расчленяй, разрез на пласты с различными элек трическими свойствами, определят!. удельное электрическое сопротивле ние пород, изучать распределение удельного сопротивления в промы той зоне, зоне проникновения п в не затронутой проникновением филь трата части, количественно оцени вать коллекторские свойства пласта и т. д.

КАРОТАЖ СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКИЙ — разновидность каротажи радиоактивного, основанная на изу чении спектра радиоактивных' излучений. Метод имеет несколько мо дификаций.

Спектрометрия естественною гамма-излучения основана на измс рении интенсивности наиболее ха рактерных уровней энергий, соответ ствующих естественным радиоактив ным элементам U — Ra (1,76 МэВ), Th (2,62) и 40К (1,46). Спектромет рия позволяет оценить долю излу чения каждого из этих элементов в суммарном излучении горных по род, регистрируемом при гамма-ка ротаже. Это дает возможность диф ференцировать породы по литологи-

ческим разностям (см. радиоактивность осадочных горных пород), проводить корреляцию разрезов скважин и т. д.

Спектрометрия гамма-излучения радиационного захвата основана на ппзисимости вторичного гамма-излучения от радиационных свойств элемента, ядра которого поглотили ней- ipon. Например, ядро хлора, поглощая нейтрон, выделяет гамма-кванты с энергией 7—8 МэВ Регистрируя гамма-излучение в узком интервале энергий, можно оценить концентрацию хлора в пластовой воде В отдельных точках разреза при остановке прибора можно регистрировать и полный энергетический спектр гамма-излучения радиационного захвата.

Спектрометрия гамма-излучения нсупругого рассеяния нейтронов основана на эффекте взаимодействия быстрых нейтронов, испускаемых внешним источником нейтронов, с ядрами элементов, составляющих горные породы. Быстрые нейтроны в процессе неупругих столкновений порождают жесткое гамма-излучение, измерение спектра которого позволяет обнаружить присутствие многих элементов в породе, в том числе углерода, кремния и т. д. При исследовании глубоких скважин с высокими температурами и давлениями К. с. находится в стадии опытно-методического применения

КАРОТАЖ СТАНДАРТНЫЙ—комплекс методов электрического каротажа, состоящий из каротажа потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) и каротажа сопротивления потенциал- и (или) градиент- зондами стандартной для данного района длины. Проведение К с диктуется необходимостью иметь во всех скважинах района сопоставимые, независимые от геометрии зондов каротажные данные Тип и размер зондов выбирают в зависимости от геологических условий района и технических условий бурения. Стандартный зонд должен хорошо расчленять разрез скважины и давать достаточно правильное представление об удельном электрическом сопротивлении пластов

Эти условия, как правило, противоречивые, так как мощность пла

стов и их удельное сопротивление изменяются в широких пределах, к тому же часть пластов имеют зону проникновения Поэтому обычно используют два стандартных зонда* короткий потенциал-зонд, который хорошо расчленяет разрез, и градиент-зонд достаточно большой длины (обычно АО = 2,25 м) для оценки удельного сопротивления пласта Кривые К. с. регистрируются в масштабе глубин 1 :500. Иногда в комплекс К. с. включается радиоактивный каротаж. Данные К с. используются для корреляции и литологического расчленения разрезов скважин и для выделения в них коллекторов КАРОТАЖ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ ОК) — измерение электрического поля, возникающего в скважине самопроизвольно или создаваемого в ней искусственно В зависимости от характера электрического поля (естественное или искусственное, электрическое или электромагнитное) и от измеряемой физической величины ЭК подразделяется на методы: 1) каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации (каротаж ПС); 2) каротаж сопротивления, основанный па измерении кажущегося удельного электрического сопротивления пород: 3) каротаж индукционный, основанный на измерении удельной электропроводности пород; 4) каротаж диэлектрический, основанный на измерении кажущейся диэлектрической проницаемости горных пород

Методы ЭК являются ведущими в общем комплексе геофизических исследований скважин, особенно бурящихся на нефть и газ Во всех таких скважинах непременно выполняется каротаж стандартный по всему стволу скважины, а в перспективных интервалах разреза — детальные исследования практически всеми методами ЭК. Данные ЭК используются при литологическом расчленении разреза, выделении в нем коллекторов, оценке характера их насыщения, а также для количественной оценки коллекторских свойств пластов и коэффициента нефтегазона- сыщенности.

КАРОТАЖ ЯДЕРНО-МАГНИТНЫЙ (ЯМК) — основан на изучении ядер- по-магнитных свойств горных пород Принцип ЯМК заключается в

следующем: на породы воздействуют постоянным магнитным полем, под его влиянием магнитные моменты ядер элементов пород меняют свою ориентацию. После снятия поляризующего поля ядерные магнитные моменты, возвращаясь к исходной ориентации, свободно прецессируют, создавая свое, затухающее во времени электромагнитное поле, напряженность которого измеряется. Индуцированная полем в катушке зонда эдс является сигналом свободной прецессии. Амплитуда сигнала зависит только от количества ядер водорода, находящихся в составе подвижной жидкости, заключенной в порах породы. Сигнал свободной прецессии от ядер других элементов, входящих в состав твердой фазы породы и вязкого вещества ее пор, а также от ядер водорода кристаллизационной и связанной воды скважинной аппаратурой не регистрируется. Для характеристики амплитуды сигнала свободной прецессии в ЯМК используется индекс свободного флюида (ИСФ) — отношение начальных амплитуд сигналов, наблюдаемых при ЯМК и в дистиллированной воде.

ЯМК используется для определения эффективной пористости пород (ИСФ ~ Кп эф), выделения коллекторов (неколлекторы на диаграммах не выделяются и ИСФ = 0), выяснения характера насыщения пластов и определения эффективной мощности продуктивных коллекторов Метод результативен главным образом в терригенном разрезе.

КАРПАТИТ — местное название кёр- тизита (Зап. Украина).

КАРПЕНТАРИЯ-ПАПУА НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — расположена на территории юго-вост части о. Новая Гвинея и сев. частей штатов Квинсленд и Северная территория Австралии, на акваториях заливов Карпентария и Папуа. В тектоническом отношении представляет часть Австралийской платформы, окаймленную на севере мезо-кайнозойским складчатым поясом. Размеры 1000X 1575 км, площадь 1392 тыс. Км2, объем осадочного выполнения 4176 тыс. км3.

Разведочные работы проводились в сев. части провинции в области

Папуа. Здесь фундаментом служи! складчатый комплекс верхнего па леозоя, несогласно перекрываемы й мезозойскими отложениями Осадоч на я толща чехла включает триасо вые (не изучены), юрские, меловые и палеоген-неогеновые отложении с двумя перерывами (выпадают и i разреза верхний мел — низы палео цена и верхи эоцена — олигоцен) Мезозойские и верхнемиоцен-плиоце- новые части разреза терригенные, эоценовые и средне-нижнемиоцено вые представлены карбонатными и местами вулканическими породами Общ. мощн. отложений превышает 8 км. Сев. и сев.-вост. части области Папуа тектонически подняты и эродированы вплоть до нижнего миоцена; к югу и юго-западу — в сто рону зал. Папуа Кораллового мори неогеновые отложения погружаются Здесь они перекрыты осадками антропогена мощи более 50 м.

Сев. зона (складчатая) характеризуется развитием антиклинальных складок и разрывных нарушений субширотного (на севере) и юго- восточного (на северо-востоке) простирания В зал. Папуа развиты более пологие брахиантиклинали. К части этих структур и приурочены месторождения Всего их открыто 9, из них одно газонефтяное, а остальные — газовые, 6 месторождений расположены на суше, а 3 — на акватории зал. Папуа. Продуктивными являются отложения нижнего мела (доальбского возраста) и миоцена Коллекторы представлены песчаниками, известняками и рифами миоцена Покрышкой служат глины. Месторождения однопластовые, мелкие и средние (Баринева, Куру, Юраму, Паска и Ямаре) Общ извл. запасы газа 100 млрд. м3.

КАРСТ — образование в горных породах пустот разных размеров и форм при растворении их водами Наиболее интенсивный К. возникает в карбонатных породах при проникновении в них поверхностных вод по зонам трещиноватости; реже агентом воздействия являются агрессивные подземные воды. К. во многих залежах, приуроченных к карбонатным коллекторам, приводит к значительному возрастанию их пористости и проницаемости.

КАРТА ВОДОНЕФТЯНОГО КОН- 1ЛКТА (газоводяного, газонефтяно- I о) — изображение в изогипсах положения поверхности наклонного НИК (ГВК, ГНК). Основой для К, в. к. служит структурная карта продуктивного горизонта. К. в. к. используется для контроля за эксплуа- I а дней залежи, за изменением положения контуров контактов с целью установления рационального технологического режима эксплуатации 1алежи. Составляется через определенные промежутки времени - (ежемесячно, ежеквартально, ежегодно). При наклоне контакта, вызванном естественными причинами (движением воды, изменением коллекторских свойств пород и т. д.), К. в. к. (нражает форму поверхности кон- гакта до начала разработки залежи. КАРТА ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ —графическое изображение уменьшенной в определенном масштабе горизонтальной проекции выходов на земную поверхность геологических образований. К. г. обычно строится на топо- |рафической карте соответствующего Масштаба. По масштабу К. г. делятся на обзорные (мельче 1 : 1 000 000), мелко- (1 : 1 000 000 и 1 : 500 000), средне- (1:200 000 и 1:100 000) и крупномасштабные (1 : 50 000 и крупнее). Основным параметром К. г. является возраст геологических обра- юваний. Поэтому основой изображения на К. г. являются проекции линий пересечения изохронных поверхностей (поверхностей, ограничивающих стратиграфические подразделения или магматические и метамор- фические тела) с земной поверхностью.

Возраст осадочных и метаморфических образований обычно показывается цветом в соответствии с утвержденной Международным геоло- исческим конгрессом шкалой и дублируется буквенными и цифровыми индексами. Цветами специальной шкалы отображается состав магматических образований, а буквенными и цифровыми индексами — их возраст и состав. Линейными знаками рисуются проекции пересечения плоскостей разрывных нарушений с земной поверхностью. На некоторых картах дополнительными знаками показываются элементы залегания геологических тел и разрывных на

рушений, состав осадочных и метаморфических пород, реже изогипсы какой-либо поверхности и месторождения полезных ископаемых. Карты средне- и крупномасштабные, как правило, несут больше дополнительной специализированной нагрузки.

Кг. является основным документом, отражающим результаты изучения геологического строения региона на уровне земной поверхности. Вместе с тем она должна давать возможность прогнозировать поведение тех или иных геологических тел и на значительных глубинах.

КАРТА ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ФОРМАЦИЙ— карта, па которой отображается пространственное положение геологических формаций. Составляется несколько типов К. г. ф.

К. г. ф., выраженных на современной земной поверхности. Основой для ее составления служат геологическая карта, а также данные по литологии, фациям свит и толщ, изученных в естественных обнажениях или мелких горных выработках.

Серия К. г. ф., составленных по последовательным интервалам геологического времени. Фактическим материалом для таких карт служат геологическая карта, естественные обнажения, скважины, горные выработки, геофизические данные, теоретические разработки, позволяющие восстановить на закрытых участках или участках размыва состав, мощность и взаимное расположение геологических формаций, и т. д. При выборе интервалов построения К. г. ф. учитываются степень изученности региона, масштаб картирования, состояние местной стратиграфической шкалы, переломные эпохи развития, положение известных или предполагаемых нефтегазоносных комплексов и т. д. Карты могут содержать дополнительно петрографические, петрохимические, палеогеографические или фациальные характеристики, данные о стадийности и цикличности развития, о мощности или скорости накопления пород и т. д. Масштаб и детальность К. г. ф. определяет возможность отображения на ней формационных единиц различного порядка — от группы формаций до субформации.

К. г. ф., в которых формации сгруппированы по стадиям развития региона, и карты др. типов.

К. г. ф. являются важнейшими документами для реконструкции истории развития осадочных бассейнов, поднятий, впадин, складчатости, разломов, магматизма, для установления этапности, стадийности, цикличности их развития, а также для структурно-формационного и тектонического районирования и прогноза нефтегазоносности. Наиболее широко К. г. ф. используются при исследовании геосинклинально-складчатых и краевых систем.

КАРТА ГЕОМОРФОЛОГИЧЕСКАЯ — карта, отражающая основные черты современного земного рельефа. На общих К. г. показываются морфология, генезис и возраст рельефа. В зависимости от задач исследования К. г. могут быть соответствующим образом специализированы. Так, структурно-геоморфологические исследования при нефтегазопоисковых работах опираются на карты, где кроме возраста, морфологии и генезиса рельефа обычно отражаются различные морфографические признаки новейших тектонических движений. Общепринятой легенды К. г. не существует. Наиболее ярким изобразительным средством — цветом показывается, как правило, одна из трех названных выше главных характеристик рельефа.

КАРТА ГЕОТЕРМИЧЕСКАЯ — изображение на плоскости температурной обстановки недр того или иного участка Земли. Существуют следующие типы карт, а) изотерм — равных температур на заданной поверхности (глубине, абсолютной отметке, кровле, подошве горизонта и т. д.), б) термоизоги-лс — рельефа заданной изотермической поверхности; в) равных геотермических градиентов (ступеней) для определенного интервала глубин или для заданного геологического комплекса; г) геотермической зональности с выделенными по различным признакам геотермическими зонами; д) плотности теплового потока, е) тепловых свойств пород (теплопроводности, теплоемкости и др.).

КАРТА ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ — графическое изображение на плоскости (иногда приведенной к уровню Ми-

рового океана) результатов геофизи ческих исследовании. По своему со держанию К. г. подразделяются на 5 типов.

Карты наблюденных физических полей — аномального магнитного поля, аномалий силы тяжести в раз личных редукциях, кажущегося электрического сопротивления и др. характеристик геоэлектрического поля 2. Карты трансформированных физических полей — локальных и региональных аномалий, градиентов изменения параметров поля, карты геофизического районирования по интенсивности, знаку, формам, направлению аномалий, служащие для выделения и количественной интерпретации особенностей полей, имеющих значение при решении геологических задач. 3. Карты вычисленных и измеренных физических параметров изучаемых геологических тел — намагниченности, граничной и пластовой скорости, электрического сопротивления и проводимости и т. п 4. Карты геолого-геофизические, отображающие результаты геологической интерпретации физических данных (структурные, петрофизические и пр.); карты прогноза литофаций, коллекторских свойств, зон развития неантиклинальных ловушек и т. д 5. Карты служебные — расположения пунктов (профилей) геофизических наблюдений, качества материалов и т. д

Специальная нагрузка карг обычно изображается в виде изолинии значений геофизических параметров — изоаномал, изодинам, изохрон, изоом и т. д. В магниторазведке используются карты графиков ДТа, где вдоль каждого профиля изображается в заданном масштабе график изменения параметра. В ряде случаев (обычно на картах районирования полей, физических параметров и на прогнозных картах) используются контурная и штриховая нагрузки Типовыми характеристиками К. г. являются масштаб, определяемый плотностью сети наблюдений, и сечение изолиний, зависящее от точности определения параметров. Обычно сечение изолиний выбирают на уровне 2—3-кратной средней квадратической погрешности.

КАРТА ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ — изображение на плоскости

р юпий распространения подземных ни i в юрных породах, сопровождае- пк характеристикой их солевого и i попою состава, данными о водо- ииильпости пород и т. п. Нагрузка I I. обусловливается ее целевым и । нычснием и масштабом. В нефте- I । юной гидрогеологии вошло в прак- П11 у составление различных гидро- I иикмпческих карт для отдельных ипдопосиых горизонтов (комплек- < мн). При этом каждый горизонт (юмплекс) характеризуется серией 1лрг (гидрохимических, гидродина- мичсских, геотермических и др.), со- покуппость которых используется при Прогнозе нефтегазоносности.

КАРТА ГИДРОХИМИЧЕСКАЯ (ги- дрогеохимическая) — изображение и 1мсиений химического состава вод водоносного горизонта по одному или нескольким показателям (минерализации, содержанию отдельных I импонентов, их количественным соотношениям и т. п.). Кг. позволяет выделить зоны распространения вод различного генетического пша и выявить по гидрохимическим показателям участки, перспективные па нефтегазоносность.

КАРТА ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ —графическое изображение в том или ином масштабе областей распространения различных типов осадочных горных пород определенного возрастного интервала. К. л выполняется обычно на географической основе необходимого масштаба Основным ее параметром является состав осадочных пород, который изображается условными знаками, реже цветом и индексами Условными знаками показываются также характерные включения, геохимические особенности, степень эпигенетического преобразования пород и т. д.

Основой изображения на К. л. являются границы, разделяющие области распространения осадочных пород различного состава. Эти границы должны отражать характер перехода от одной области к другой — замещение, выклинивание, переслаивание. Выбор масштаба К. л. и возрастного интервала зависит от целей и масштаба исследований. К. л. должна не только фиксировать результаты проведенных исследований, но и давать прогноз состава пород

данного возраста на неизученные участки, что особенно важно для прогноза нефтегазоносности.

КАРТА МОЩНОСТЕЙ (карта изопахит) — графическое изображение в том или ином масштабе распределения по площади значений мощности (параметр карты) отложений определенного возрастного интервала или конкретного геологического тела (свиты, пласта, дайки, покрова, аллохтона и т. д.). К. м. строится на географической основе необходимого масштаба. Основой графического изображения на К. м являются изопахиты, т. е. линии равных мощностей. К. м. могут быть двух типов.

К первому следует отнести К. м. на конец изучаемого возрастного интервала (карты палеомощностей). На них показывают лишь изопахиты в областях накопления отложений. При этом мощности отложений экстраполируют в зоны, где эти отложения полностью или частично уничтожены последующими геологическими процессами. Карты этого типа позволяют судить о характере колебательных движений за изучаемый период времени в областях накопления осадков и об объеме отложений, возможно генерировавших УВ. На К. м. второго типа изображается распределение мощностей отложений, реально существующих на сегодняшний день Кроме изопахит на них должны быть отображены зоны полной или частичной денудации изучаемых отложений, искажения мощностей в зонах надвиговых и сдвиговых нарушений, изменения мощностей в результате уплотнения пород и т. д. Карты этого типа позволяют судить о формах и масштабах ловушек УВ.

КАРТА НОВЕЙШЕЙ ТЕКТОНИКИ — карта, показывающая амплитуды (в изолиниях) и знак движений новейшего тектонического этапа, а также пликативные и дизъюнктивные структурные формы, созданные в это время. Составление К. н. т. для областей новейших прогибаний опирается в основном на структурные построения по маркирующим горизонтам в толще неоген-четвертичных отложений, а для областей новейших поднятий, районов плохой обнаженности и малой изученности — на анализ

рельефа, т. е. на структурно-геоморфологические построения, при которых наиболее информативным является анализ деформаций поверхностей выравнивания. При анализе рельефа используются материалы аэро- и космических съемок, а также геофизические, геодезические и др. данные. При сравнении К. н. т. со структурными картами и геологическими материалами по более древним планам выявляется история тектонического развития, что, в частности, важно при рассмотрении вопросов формирования и размещения залежей УВ.

КАРТА ПАЛЕОГЕОГРАФИЧЕСКАЯ — географическая карта, построенная на тот или иной момент геологической истории изучаемого региона. Основным параметром К. п. является ландшафтная принадлежность того или иного участка земной поверхности в течение определенного возрастного интервала Поэтому основой изображения на К. п. являются гранимы ландшафтных единиц, которые показываются условными знаками или цветом. Обычно на К. п. отображаются распределение суши и моря, рельеф земной поверхности, батиметрия, климатические условия, гидросеть и т. д.

Одной из разновидностей К. п являются карты палеодинамические, отражающие результаты изучения подвижных географических сред — ледников, постоянных и временных водотоков, морских течений, апвеллингов и т. п. От современных географических карт К. п. отличаются большей схематичностью и значительно большей степенью осреднения по времени. Повышенной практической значимостью обладают К. п., отражающие ландшафтные единицы как обстановки седиментации, что позволяет использовать эти карты в качестве прогнозных при фациальном анализе. КАРТА ПАЛ ЕОГЕОЛОГИЧЕ- СКАЯ — карта геологическая, составленная на тот или иной момент геологической истории изучаемого региона. К. п. составляются, как правило, на моменты существенных перестроек геологической структуры региона (складчатость, крупные перерывы в осадконакоплении, смена режимов осадконакопления). Таким

образом, К. п. обычно представляем собой карту геологических образова ний, выходящих на уровень среза поверхностью крупного (в масшта бах региона) несогласия. Например, такой К. п. является геологическая карта со снятым четвертичным покровом или карта кристаллического фундамента со снятым платформен ным чехлом. К. п. строят прежде всего по данным глубокого бурения и по материалам геофизических работ. Основным назначением К. л. является прогноз распространения тех или иных геологических образований на значительных глубинах.

КАРТА ПАЛЕОГИДРОГЕОЛОГИ- ЧЕСКАЯ — изображение на плоскости реконструированных гидрогеологических условий бассейна или отдельного водоносного комплекса для заданного момента геологического времени. Содержит информацию о территориальном распространении элизионных и инфильтрационных вод на определенный момент развития бассейна, их химизме, основных направлениях движения и т. д Используется для выяснения гидрогеологических условий формирования, сохранения и разрушения залежей УВ. КАРТА ПАЛЕОТЕКТОНИЧЕСКАЯ— тектоническая карта, составленная для определенного момента геологического прошлого того или иного региона К п. составляется, как правило, для переломных моментов геологической истории региона (на момент завершения складчатости, на конец крупного перерыва в осадконакоплении, на момент завершения орогенеза и т. д) Содержание и детальность К. п., а также набор параметров, отраженных на К- п, зависят от масштаба и цели исследования. Большое значение и^еет степень изученности глубинной структуры региона, особенно глубоким бурением. Набор К. п , характеризующих структуры земной коры региона в следующие друг за другом моменты геологической истории, позволяет выявить закономерности развития региона и дать обоснованный прогноз глубинной его структуры, что особенно важно для прогноза нефтегазоносности.

КАРТА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ — графическое изображение на плоскости в том или

ином масштабе областей различной । кисни перспективности на поиски зале жсй УВ. Строится обычно на гео- I рпфической основе соответствующе- 10 масштаба. Основными параметрами К и. и. являются те или иные критерии оценки нефтегазоносности. Выбор их комплекса, используемого для (ривиительной оценки областей, зависит от масштаба К. п. н., масштаба оцениваемых объектов, степени изученности региона, характера скоплений УВ и др. факторов. К. п. н. яв- л Ц’тся одним из важных обобщающих документов, позволяющих дать первоначальную, прежде всего качественную, оценку региона и его отдельных частей. К. п. н. служит необходимым обоснованием для постановки региональных и частично поисковых геолого-геофизических работ на нефть и газ.

КАРТА СТРУКТУРНАЯ (карта изогипс) — графическое изображение в ЮМ или ином масштабе распределения по площади значений абсолютных отметок (параметр карты) какой-либо структурной поверхности (кровли или подошвы пласта, свиты, поверхности интрузивного тела, рифового массива и т. п). К. с. обычно строится на топографической основе соответствующего масштаба. Основой графического изображения на К. с. являются изогипсы — линии равных абсолютных отметок. Кроме того, на К. с. условными знаками показываются линии пересечения структурной поверхности с поверхностями сбрасывателей разрывных нарушений, осевые линии складок и др. К. с являются основными документами при прогнозе нефтегазоносности, подсчете запасов УВ и планировании поисковых, разведочных и эксплуатационных работ на нефть и газ.

КАРТА СХОЖДЕНИЯ (карта изохор) — графическое изображение в том или ином масштабе распределения по площади величины интервала (параметр карты) между двумя структурными поверхностями: верхней — опорной и нижней—картируемой. Основой изображения на К. с. являются изохоры — линии равных значений интервала. С помощью К с. структурная карта опорной поверхности пересчитывается в структурную карту нижележащей слабо изученной поверх

ности. К. с. может быть построена по ограниченному числу точек, поскольку предполагается, что изменения интервала между двумя поверхностями менее контрастны, чем их структурный рельеф. К с используются для изучения глубинной структуры нефтегазоносных объектов.

КАРТА ТЕКТОНИЧЕСКАЯ — графическое изображение в том или ином масштабе распределения по площади структур земной коры. К. т. строится на географической основе соответствующего масштаба Одним из основных параметров К. т является время (относительное, реже абсолютное) формирования тех или иных структур земной коры (возраст завершающей складчатости, время проявления магматизма разного типа, возраст метаморфизма, время возникновения блоков земной коры разного типа и т. д.). Другим основным параметром К. т. может быть тип структур, а также их иерархия Основой изображения на К. т. являются линии границ блоков земной коры с различной внутренней структурой или разным временем формирования. В первом случае блоки различаются при помощи соответствующих условных знаков или частных структурных карт опорных поверхностей в пределах блоков; во втором — при помощи раскраски цветами стратиграфической шкалы

Кроме того, на К. т. условными знаками показываются разнообразные дизъюнктивные нарушения, границы пликативных положительных и отрицательных структур разных рангов (антеклиз, синеклиз, сводов, прогибов, валов и т. д.), магматические тела различного возраста и генезиса, зоноТ метаморфизма и т. п Масштаб и нагрузка К. т определяются масштабами и целями исследований. К. т. является одним из основных обобщающих геологических документов. Она должна суммировать и отражать знания о статике, кинематике и динамике структур соответствующего участка земной коры, т. е. знания о современных формах структур, направленности их развития и о движущих силах этого развития. К. т. является важнейшим документом, используемым в прогнозе распределения полезных ископаемых, в частности залежей УВ.

КАРТА ФАЦИАЛЬНАЯ — графическое изображение в том или ином масштабе распределения по площади фаций (основной параметр карты), относящихся к определенному стратиграфическому интервалу. К. ф строится на топографической основе соответствующего масштаба. Основой графического изображения на К. ф являются линии, разграничивающие разные фации Кроме того, определенными условными знаками показывается состав осадков (седифации), формировавшихся в границах тех или иных фаций, а цветом — обстановки осадконакопления. Масштаб и детальность К ф. зависят от целей исследований. Составление К. ф — один из важнейших этапов фациального, анализа.

КАРТИДЖ ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в США, на сев. борту бассейна Мексиканского залива (НГО Галф-Кост); приурочено к зоне выклинивания нижнемеловых отложений на склоне свода Сабин (Сэ- байн) 32 X 28 км, площадью 1012 км2 Открыто в 1936 г Продуктивность связана с песчаными и карбонатными горизонтами нижнего мела, залегающими на глубинах 1065—2076 м Залежь литологически замкнутая Нач. извл запасы газа 215 млрд м3. Состав газа: СН4 91,6 %, гомологи метана 7,2 %.

катагенез — процессы изменения отдельных составных частей осадочной горной породы (минералов, РОВ, пустотного пространства, флюидов) при ее эпигенезе в результате увеличения глубины погружения и пластовой температуры, происходящие без привноса вещества из внешних источников Термин неприменим к осадочной породе в целом. В ходе К. уменьшается объем пустотного пространства, изменяются минерализация и состав поровых вод (см метаморфизм подземных вод), происходят дегидратация ряда минералов (особенно глинистых), замещение неустойчивых минералов и обломочных зерен др. минералами, чаще всего трехслойными глинистыми, образование хемо- генных минералов (особенно карбонатных) в поровом пространстве и т. д.

Параллельно преобразуется молекулярная структура РОВ с отрывом различных функциональных групп, с

термической деструкцией полимерных молекул и с выделением значитель иого количества газообразных и жид ких продуктов. Вследствие потери ле тучих компонентов уменьшается масса РОВ, происходит его остаточное* обуглероживание и постепенное упорядочение структуры вплоть до образования графита в конце К — начале* метаморфизма

Типы химических реакций и интенсивность их протекания в породах за висят не только от давления и температуры, но также от состава исходных продуктов, длительности процес са преобразования веществ, скорое ш оттока жидких и газообразных про дуктов реакций и т д Соответствен но выделяются многочисленные фак торы К. Это глубина и скорость по гружения, пластовая температура, возраст отложений (фактор времени), состав и структура отдельных компо нентов породы, характер их взаимо влияния и т д Относительная роль перечисленных и др факторов в катагенетичсском изменении разных составных частей осадочной породы неодинакова. Например, на преобразование РОВ особенно сильно влияют температура, скорость погружения, каталитические свойства контактирующих с ним минералов и пр , на преобразование глинистых минералов — геостатическое давление, условия оттока поровых вод и т. д.

Характер катагенетических изменений отдельных составных частей осадочной породы может быть представлен в виде шкал, иллюстрирующих течение этих процессов под воздействием тех или иных факторов или их суммы. В качестве определяющих факторов избираются температура и давление (т. е. глубина погружения) Так, на глубинной шкале гидрослюди- зации монтмориллонитов в глинистых породах возможно выделение трех подстадий и двух скачкообразных границ между ними начала гидрослюди- зации (начала замещения монтмориллонитов смешанослойными минералами) и завершения основного этапа гидрослюдизации (в смешанослойных минералах сохраняется менее 20 % набухающих пакетов). В большинстве платформенных бассейнов нижняя граница этой шкалы лежит на глубинах 3—4 км, и таким образом шкала

ни охватывает всего интервала глубин м 1кснмального погружения.

(Ьрапиченное применение имеет так- н е катагенетическая шкала, построен- н ui по изменению пористости глини- । tux пород, поскольку в платформенных бассейнах этот показатель сглу- г»ин максимального погружения 4— । км практически стабилизируется. Ип шкала не имеет ступеней, отмечи смых резкими количественными 11 пиками пористости, которая изменяется в глинистых породах с глубиной плавно, и поэтому границы на ней выбраны в соответствии со скач- I ообразным изменением способности 1м инистых пород к растрескиванию )го позволяет расчленить стадию ка- ннспеза на четыре подстадии: сла- Гюго, умеренного, сильного и очень (ильного уплотнения (см породы глинистые').

Шкала, которая позволяет дифференцировать степень К. в наиболее широком ранге температур (от 20—30 до 200—300 °C) и геостатических давлений (см углефикация), создана на основе анализа изменения отража- юльной способности витринита Ro (%) РОВ или связанного с ней обратной функциональной зависимостью и шенения показателя преломления витринита NB Выделены следующие подстадии катагенеза РОВ, эталоном для которых послужили клареновые угли Донбасса* бурые (Б), длиннопламенные (Д), газовые (Г), жирные (Ж), коксовые (К), отощснно-спекаю- щисся (ОС), тощие (Т), полуантрациты (ПА) и антрациты (А). Эта схема в основном аналогична схемам для угленосных бассейнов зарубежных стран Сейчас широко практикуется замена названий марок углей названиями подстадий К Ниже приводятся названия подстадий, градации К. и соответствующие им индексы, в скобках даны буквенные обозначения марок углей и отражательная способность витринита Ro, измеренная в масляной среде.

Протокатагенез ПК, включающий градации ПК1 (Дь Ro ^ 0,3), ПК2 (Б2, Ro = 0,3 4- 0,4), ПК3 (Б3, Ro = 0,4 44-0,5). Приблизительные температуры под стадии ПК до 90—100 °C.

Мезокатагенез МК, включающий градации MKi (Д, Ro = 0,5 4- 0,65), МК2 (Г, Ro = 0,65 4- 0,85), МКз (Ж,

Ro = 0,85 4- 1,15), МК4 (К, Ro = = 1,15 4- 1,55), МК5 (ОС, Ro = 1,5544-2,00). Приблизительные температуры подстадии МК до 200—220 °C

Апокатагенез АК, включающий градации AKi (Т, Ro = 2,0 4- 2,5), АК2 (ПА, Ro = 2,5 4-3,5), АК3 (A, Ro = = 3,5 4- И). Приблизительные темпе ратуры подстадии АК до 300 °C

В ходе катагенетичсского преобразования РОВ образуются жидкие и газообразные УВ, причем их генерация происходит не равномерно, а с четко выраженными максимумами, которые принято называть главными фазами нефтеобразования (на градациях MKi—МК2) и газообразования (на градациях МКз—AKi). В результате восходящей миграции (латеральной миграции по восстанию пластов и вертикальной миграции поперек напластования) нефть и газ перемещаются из зон генерации в зону с оптимальными свойствами коллекторов и покрышек.

В платформенных бассейнах с достаточно большой мощностью осадочного чехла и хорошей вертикальной изоляцией (с надежными верхними региональными покрышками) формируется нормальная зональность: газ — преимущественно в зоне подстадии ПК, нефть — в зонах градаций MKi— МК2 При ухудшении вертикальной изоляции бассейнов, вызванной активной дизъюнктивной тектоникой (впадины в складчатых областях, в меньшей степени прискладчатые части краевых систем или авлакогены) или ненадежностью верхних региональных покрышек (чаще всего древние платформы), рассеивается газ верхней зоны, нефть поднимается до зоны подстадии ПК, а сохранившийся газ нередко оказывается приуроченным к зонам градаций MKi—МК2 и еще глубже, т с может располагаться гипсометрически ниже нефти

Поскольку влияние одних и тех же факторов на различные компоненты осадочных пород неодинаково, постольку шкалы К, построенные по этим компонентам, не совпадают между собой в главных границах при сравнении не только различных бассейнов, но и разных районов одного бассейна Совокупность различных шкал К количественно характеризует эпигенез горных пород в целом.

КАТЕГОРИИ СКВАЖИН —см. классификация скважин.

КАТИФ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в Саудовской Аравии на побережье Персидского залива, в пределах Центральноаравийской гемиантеклизы, непосредственно к северо-востоку от месторождения Гавар; приурочено к антиклинали 42 X 8 км Открыто в 1945 г. Как и на месторождении Гавар, осн. запасы приурочены к известнякам свиты Араб (горизонты С и D) позднеюрского возраста, имеющим сходные эффективные мощности и коллекторские свойства и залегающим на глубинах 2100—2150 м. Залежи сводовые массивные. Нач. извл. запасы нефти 1176 млн. т, растворенного газа 118 млрд. м3. Пл. нефти 0,865—0,870 (горизонт С) и 0,830—0,840 (горизонт D).

КАУСТОБИОЛИТЫ — термин, предложенный Г. Потонье (1908) для углей и горючих сланцев, подразделяемых им на гумолиты, сапропелиты и липтобиолиты. Позднее термин К. был распространен на все концентрированные формы горючего ископаемого ОВ, включая нефти и др. битумы К. разделяются на две группы: образования, сингенетичные породам, и продукты миграции К первой относятся торф, сапропелит, бурые и каменные угли, углистые и горючие сланцы, а также ряд органических минералов (ископаемые смолы, фихтелит и др.) Угли отграничиваются от углистых и горючих сланцев по содержанию более 50 % ОВ, а сланцы от рассеянного ОВ по содержанию приблизительно 25 % ОВ или несколько ниже при сохранении признака горючести. Вторая группа охватывает нефти и их природные дериваты (нафтиды) и аналоги (нафтоиды).

Угли, углистые и горючие сланцы классифицируются в настоящее время по генетическому типу ОВ (гумиты, сапропелиты, промежуточные градации, липтобиолиты) с дальнейшей более тонкой дифференциацией в зависимости от содержания отдельных микрокомпонентов, а иногда и от некоторых других признаков (см. классификация углей). Классификации нефтей существуют химические (обычно только по углеводородному составу) и химико-технические, есть попытки по-

строения генетической схемы (см классификация нефтей). Природные битумы подразделяются на классы п<> ряду важнейших химических и физи ческих параметров; имеется и про должающая пополняться схема диф ференциации битумов по условиям их формирования (см. классификации природных битумов, битумоиды) КАХИНЫ — синоним термина «соеди нения органические*, т. е. углеводоро ды и их производные. Термин предло жен Н. Б. Вассоевичем как аббревиа тура из слов «сагЪоп> и «hydrogen» КАХИТЫ — синоним термина «веще ство органическое ископаемое* Тер мин предложен Н. Б. Вассоевичем КВАЗИГЕОСИНКЛИНАЛЬ (субгсо синклиналь, омогеосинклиналь) крупный участок земной коры, харак теризующийся умеренной или высо кой скоростью движений при их ел.» бой дифференцированности. По веще ственному составу отложений К. exo i ны с платформенными структурами В их строении преобладают карбо натные и терригенные отложения, ко торым подчинены галогенные и в ул к а ногенные образования. Встречают я типичные для платформ доманиковые фации. Скорость накопления пороi обычно больше, чем на платформах, и достигает 50—200 м/млн. лет. Чао ные инверсии для таких областей п<' характерны, а общие инверсии прояк ляются не всегда и не приводят к об разованию складчатости, свойствен ной геосинклиналям Возникают К и i платформенном фундаменте. Типп'1 ными представителями К являются структуры рифейского, ранне- и сре i непалеозойского времени в Верхояно Чукотской складчатой области, атак же авлакогены платформ.

КВАРЦ — минерал, SiO2. Тв 7. П । 2,65. Породообразующий минерал мн лых изверженных и некоторых мем морфических пород. Благодаря фн hi ческой и химической устойчивости, a । лотигенный и гораздо реже аутше! ный К распространен в осадочны толщах исключительно широко, о<<» бенно в обломочных породах. Так, К является практически единственным компонентом в моно минерально-кв и р цевых и олигомиктово-кварцевых п< < чаниках; лишь в редких обломочны породах (некоторые граувакки и чн токласты) К. почти отсутствует К

tn ионной компонент кремнистых порш^ п том числе своеобразных нефте- 11 |сринских пород типа доманикитов. М МБРИЙСКАЯ СИСТЕМА (кембрий)— первая снизу система палео- юн, Залегает на верхнем протерозое, п< рскрывается ордовиком Биострати- 1рнфическое расчленение и сопостав- ц<ние отложений К. с. основано в первую очередь на трилобитах и археоциатах (для нижнего и отчасти средний кембрия). Существенные разли- НПя комплексов грилобитов Зап. Европы, Сибири и Сев. Америки затрудни ют точные корреляции. В настоящее время общепринятым является повсеместное деление кембрия на три отдела. Ярусное и зональное деление |ниработано лишь для отдельных Крупных регионов. Схема ярусных подразделений кембрия, принятая в (ХъР, приведена в табл К 2.

ТАБЛИЦА к.2

Подразделения кембрийской системы в СССР

Отдел

Надъярус

Ярус

Верхний

Аксайкий Сакский Аюсоккан- ский

Средний

Майский

Амгинский

Нижний

Ленский

Тойонский

Ботомский

Алданский

Атдабанский Томмотский

К отложениям К. с. приурочены залежи нефти и газа в Сев. Америке, Прибалтике, Вост. Сибири, Сев. Африке и Австралии. Суммарные геол, запасы нефти составляют около 2 %, газа около 1 % мировых ресурсов (см. ресурсы прогнозные).

КЕМБРИЙСКИЙ ПЕРИОД —первый от начала палеозойской эры геологический период, продолжительность которого оценивается в 64—100 млн. лет (обычно 70 млн. лет) Начало кембрийского периода отмечается широкими трансгрессиями моря. Для

среднего и отчасти позднего кембрия характерны регрессии. К. п знаменуется появлением разнообразных скелетных организмов. В течение кембрия появились почти все типы животных. Особенное развитие получили трилобиты и археоциаты (в первой половине кембрия).

КЕННЕЛЬ — плотный вязкий однородный уголь черного цвета с серым или буроватым оттенком, тусклым шелковистым блеском, раковистым изломом и массивным сложением Под микроскопом обнаруживается большое количество микроспор, равномерно распределенных в буроватой сапропелево-гумусовой основной массе. Прежде К- в связи с повышенным содержанием водорода причисляли к са- пропелитам, теперь же относят к са- пропелито-гумитам, учитывая гумоли- товый генезис форменных элементов при преобладающем сапропелитовом типе основной массы.

КЕРАБИТУМЫ— термин, предложенный па V Международном нефтяном конгрессе (1959) комиссией зарубежных исследователей для обозначения ОВ современных илов, рассеянного ОВ и керогена горючих сланцев. Термин неудачный (что отмечается и его авторами), поскольку соответствующие категории ОВ не относятся к битумам

КЕРИТЫ — класс асфальтовых битумов средней степени метаморфизма. Твердые хрупкие блестящие образования, нерастворимые или слаборастворимые в органических растворителях. Подразделяются на низшие Кг — альбертиты и высшие К. — импсониты. Образуются в результате деструкции ОВ в условиях контактового метаморфизма; преобразования асфальтовых битумов под воздействием контактового, регионального и динамометаморфизма; природной деасфальтизации смолистых нефтей газом.

КЕРН-РИВЕР НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— расположено в США (штат Калифорния), в юж. части впадины Сан-Хоакин, на ее борту Приурочено к участку моноклинали, осложненной серией Параллельных ее простиранию сбросов, сформировавших тектонически экранированную ловушку. Открыто в 1889 г. Осн. запасы сосредоточены в песчаниках верхнего

плиоцена, залегающих на глубинах 275—400 м. Пл. нефти 0,979. Нач. извл. запасы 279 млн. т.

КЕРОГЕН — фракции ОВ горючих сланцев и рассеянного ОВ пород, нерастворимые в органических растворителях, неокисляющих кислотах и щелочах. Для получения концентрата К., представляющего собой порошок цвета от коричневого до черного, применяется последовательное разложение минеральной части дебитуми- нированной породы соляной и плавиковой кислотами (обогащение).

Различают сапропелевый, гумусовый и смешанные виды К. (см. классификация рассеянного ОВ). Диагностика генетической принадлежности К. основывается на данных углепетрографического и химического исследований. Для диагностики К. по химическим данным чаще всего применяются атомные отношения Н/С и О/С, вычисляемые по результатам элементного анализа. Сапропелевый К по сравнению с гумусовым характеризуется повышенным содержанием водорода (Н/С соответственно 1,7— 0,3 и 1,0—0,3) и низким содержанием кислорода (О/С 0,1—0,02 и 0,4—0,02). Различия в составе К разных видов наиболее значительны для РОВ низких стадий катагенеза. По мере повышения степени катагенеза РОВ (созревания К) кероген разных видов утрачивает специфические черты, приближаясь по составу к графиту (см. скачок угле- фикационный).

В основе химической структуры К лежит сложный трехмерный углеродный каркас (матрица К.), состоящий из поликонденсированных ароматических ядер и более простых ароматических, циклановых и алкановых структур. В продуктах термической деструкции К. присутствуют все хемо- фоссилии, свойственные битумоидам, нефтям и их производным, — терпеноидные и стероидные структуры, парафины, аминокислоты, карбоновые кислоты, спирты и т. д Матрица К. образуется в диагенезе вследствие полимеризации и конденсации липидных и целлюлозно-лигниновых (гумусовых) компонентов живого вещества Соотношение между этими группами компонентов определяет нефтегенерационный потенциал К. Чем выше до-

ля липидной составляющей в К. (К сапропелевого типа), тем выше доля жидких УВ-продуктов, которые способны генерировать К. в процессе катагенеза.

Иногда термином К. обозначаются все РОВ пород в целом.

КЕРОСИН ПРЯМОГОННЫЙ —про дукт прямой перегонки нефти, выкипающий в пределах 180—320 °C. Пл К. 0,775—0,850, содержание серы нс более 1 %. Содержание К. в нефти в среднем 20 %. К. представляет собой сложную смесь УВ, содержащих о г 10 до 23 атомов углерода в молекуле, главным образом алканов, цикланов н аренов. Кроме того, в К. может быть небольшое количество алкенов, образующихся при перегонке в результате деструкции высокомолекулярных соединений нефти, а также могут быть сернистые соединения. Современные методы анализа позволяют определять групповой углеводородный состав К. и содержание в нем некоторых индивидуальных углеводородов: н-ал- канов, адамантанов, декалинов, нафталинов, инданов, тетралинов и др Особый интерес представляет содержащаяся в К. группа изоалканов с реликтовыми структурами — изопреноидные углеводороды Си—С2з

К используется преимущественно в качестве топлива — реактивною авиационного, дизельного автомобильного для районов с низкими атмосферными температурами и тракторного карбюраторного.

КЕРСАНТИТ — см. породы извержен ные

КЕРТИЗИТ — органический минерал, состоящий преимущественно nt полико. ^енсированных аренов. К встречается в виде кристаллов или кристаллических агрегатов желтого, синевато-зеленого, оранжевого цвета Пл. 1,2—1,3. Элементный состав* С 93,1-93,9 %, Н 5,5-6,1 %. Тразмяг^ « 300 °C. К. встречается в сульфид- но-ртутных месторождениях (Закарпатье, Калифорния и др.). Относится к продуктам пиролиза богатых органическим веществом пород под воздействием интрузий и гидротерм. Разновидностями К. являются карпатнт, идриалит (С 92—94 %, Н 4—5,3%, 0^3%).

КИЗЕРИТ —минерал, MgSO4-H2O. Тв. 3,5. Пл. 2,57. В осадочных поро-

I ix аутигенный; встречается как при- it tt. и месторождениях калийных colt Й хлоридно-сульфатного типа. КИЛЬ СКЛАДКИ —см. складка. КИР — продукты субаэрального выве- «римапия метановых и нафтеновых । лабосмолистых нефтей. Характери- «ую1ся обогащенностью кислородом, пОедпспностью азотом, преобладанием спиртобензольных смол надбен- юльными, наличием преимущественно кнтаново-нафтеновых УВ в масляной фракции. К группе К. относятся различные классы асфальтовых биту- Мив — от мальт до асфальтитов. На- шапие К. часто применяется по отношению нс только к чистому битуму, ио и к закированной породе в целом. КИРИКИРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ НЕФТИ — расположено в штате Мо- пдгас на востоке Венесуэлы, в сев.- пост. части бассейна Ориноко, ограниченного на севере Береговым хребтом Открыто в 1928 г. В структурном отношении район Кирикире представляет моноклиналь, простирающуюся в ссв.-вост. направлении. Она сложена континентальными отложениями сви- 1Ы Кирикире плиоцен-плейстоценового возраста, падающими на юго-восток под углом 15°. Свита Кирикире, включающая нефтеносные породы, — это ряд выклинивающихся и перекрывающих друг друга конусов выноса Берегового хребта. Она несогласно залегает на срезанных эрозией и смятых в складки более древних слоях мелового, палеогенового и миоцено- ього возраста. Свита сложена песчанистыми глинами, переслаивающимися с глинистыми песками и валунным галечником. Точная корреляция песчаных пластов не проведена KS-за литологической изменчивости слоев.

Нефтеносная площадь имеет размеры 9,5 X 5,5 км Макс. мощн. нефтеносных песков в центральной части площади 210 м, ср. мощн 58 м. Главными продуктивными зонами являются базальные горизонты Дзэта, Эта и Тэта, содержащие в основном легкую нефть, присутствуют и многочисленные водоносные пласты, содержащие тяжелую нефть в непромышленном количестве. Пласты, лежащие выше горизонта Дзэта, обычно продуктивны вдоль сев. борта месторождения, а в юж. направлении, вниз по падению, они в значительной мере

становятся водоносными, нефть в них тяжелая, окисленная. Плотность нефти изменяется по разрезу от 0,845 до 0,979; содержание серы 1,18 %. Глубина залегания до 2195 м. На месторождении пробурено 369 скважин. В начальный период разработки оно давало около 3 млн. м3 нефти в год В 1975 г. добыто 795 тыс. м3. Суммарная добыча на 1 января 1976 г. 115,6 млн. м3, остаточные запасы 121,3 млн. м3 (116 млн. т).

КИРИКИРЕ ФОРМАЦИЯ (отдел, свита) — распространена в вост, части Вост.-Венесуэльского бассейна Представлена чередованием галечников, гравия, песков и глин. Мощн. до 1500 м. Относится к миоцену — плиоцену, Промышленно нефтеносна Содержит 3 продуктивных горизонта песчаников в нижней части разреза общ. мощн. до 70 м.

КИРКУК ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в Ираке, на прискладчатом борту Месопотамского (Предзагросского) прогиба, приурочено к линейной антиклинали (3 ~ 4) X 96 км, амплитудой до 600 м. Открыто в 1927 г. Наблюдается резкое несоответствие в строении подсолевых (олигоцен-миоценовых и более древних) и надсолевых отложений. Надсолевые смяты в сложные, нарушенные пологими надвигами дисгармоничные складки,. тогда как в подсолевых карбонатных отложениях развиты относительно простые антиклинали с широким пологим сводом, не затронутым разрывами

Осн. запасы приурочены к рифтогенным известнякам Кальхур (средний эоцен — верхний олигоцен, аналог свиты Асмари в Иране), мощн. 400 м, пористость 15—36 %, проницаемость до 1 мкм2; нефтеносны также верхнемеловые известняки свит Шираниш и Камишка. Глубина залегания известняков Кальхур 320— 730 м, верхнемеловых горизонтов 770—-1058 и 1275—1375 м. Залежи сводовые массивные. Нач. извл запасы нефти 2185 млн. т, растворенного газа 74 млрд, м3, свободного гага (в газовых шапках) 5 млрд. м3. Пл. нефти 0,845 (Кальхур); 0,852—0,860 (верхнемеловые горизонты). Макс, годовая добыча нефти 53,6 млн. т (1971 г.).

КИРМАКИНСКАЯ СВИТА — см. продуктивная толща.

КИРМАКУ МЕСТОРОЖДЕНИЕ БИТУМОВ— расположено в 13 км от г. Баку, в Апшероно-Кобыстанской НГО. Приурочено к одноименной возвышенности, являющейся морфологически выраженной ,сводовой частью асимметричной антиклинальной складки На поверхность выходят нефтеносные пески кирмакинской свиты с прослоями глин и алевролитов. Эф. мощн. нефтеносной толщи 270—300 м. Пл. нефти 0,930—0,940. Твердые и вязкие битумы приурочены к древне- каспийским и современным отложениям, перекрывающим продуктивную толщу. Они образуют не выдержанные по простиранию закированные прослои с содержанием битума (пл. 1,08—1,11) от 7,26 до 10,2 вес. %; встречаются также линзы, гнезда и включения чистого асфальтита (пл 1,12—1,15). Запасы битумов 4,5 тыс. т. КИРТАР ФОРМАЦИЯ —распространена в Юго-Зап. Пакистане (Саккар- ское поднятие). Представлена двумя пачками массивных белых известняков, чередующихся с пачками темных глин. Мощн. 300—500 м. Относится к эоцену. Промышленно газоносна. Продуктивны рифовые известняки (верхняя пачка Хабиб Рохи).

КИСКЕИТЫ — см. антраксолиты.

КИСЛОТЫ АСФАЛЬТОГЕНОВЫЕ — часть битумоида, выделяемая из группы асфальтенов путем экстракции этиловым спиртом. К. а. представляют собой порошкообразные вещества коричневого цвета, несколько более светлые по сравнению с асфальтенами. Они имеют меньшую, чем у асфальтенов, молекулярную массу, повышенное содержание гетероэлементов; состоят из высокомолекулярных карбоксильных и карбонильных соединений. Как правило, К. а. характерны для сингенетичных битумоидов современных осадков (до 40 %) и РОВ низкой стадии катагенетической преобразованности (до 20%). Уже на стадиях мезокатагенеза их содержание в асфальтенах синбитумоидов падает до долей процента, а на более глубоких стадиях они исчезают.

КИСЛОТЫ ГУМИНОВЫЕ — фракция гуминовых веществ, извлекаемая раствором щелочи и осаждаемая из раствора минеральными кислотами.

В основе химической структуры К. i предполагаются слабоконденсирован ные ароматические ядра с короткими углеродными цепями и разнообразными функциональными группами (карбоксилом, метоксилом, гидроксилом и др.). Ср. элементный состав К г. (%): С 55—65; Н 3,5—5,5; О + + N + S 30—40. К. г. современных образований (почв, торфа, илов) содержат меньше углерода и больше функциональных групп по сравнению с ископаемыми К. г.

Уже на стадиях раннего катагенеза К. г. теряют часть функциональных групп и вступают в реакцию конденсации, образуя нерастворимые в воде щелочи — гумины. К. г., извлекаемые из сильновыветрелых каменных углей, антрацитов и природных битумов, иногда называют оксигумино- выми; по сравнению с собственно гуминовыми они несколько беднее водородом. К. г, извлекаемые из сапропелевого ОВ, отличаются повышенным содержанием водорода, азота, летучих веществ и дегтя полукоксования Их часто называют сапропелевыми или сапрогуминовыми кислотами, обычно они имеют али- или гетероциклическую структуру

КИСЛОТЫ ЖИРНЫЕ — см. кислоты карбоновые. .

КИСЛОТЫ КАРБОНОВЫЕ —кисло родсодержащие органические соединения, кислород которых находится в виде карбоксильных групп (—СООН) В зависимости от числа карбоксильных групп различают соответственно одно-, двух- (и т. д.) основные кислоты. К. к. рассматриваются как производные УВ и подобно им классифицируются по характеру углерод-углеродных связей в молекуле (насыщенные, ненасыщенные, ароматические) и по структуре углеводородного скелета (алифатические, циклические и т. д) К. к. легко взаимодействуют со спиртами (реакция этерификации), образуя сложные эфйры:

^СООН + КгОН -^.^ R^COORa + H-A

Экспериментально установлено, что при умеренном нагревании в присутствии природных глин типа монтмориллонита алифатические (жирные) К. к. с длинной углеродной цепью пре-

1српсвают разнообразные термоката- лптические превращения: декарбоксилирование, изомеризацию, циклизацию, кетонизацию, конденсацию и т. д, В результате образуется сложная смесь разнообразных соединений, в юм числе и УВ (алканов, цикланов и аренов). Сложные эфиры жирных К. к. (триглицериды) и в небольшом количестве свободные жирные К. к. являются основными компонентами жиров — одной из важнейших групп биохимических веществ. Наиболее распространены в природе стеариновая СлаНзбОг, пальмитиновая С16Н32О2 и миристиновая С14Н28О2 насыщенные и олеиновая Ci8H34O2 ненасыщенная К. к.

В соответствии с современными представлениями, жирные К. к. — основной биологический предшественник сапропелевого ископаемого ОВ и нефти. Во фракциях нефти обнаружены в очень небольших количествах одноосновные насыщенные алифатические К. к. нормального строения и метил- шмещенные, в том числе изопреноидные (с регулярным чередованием метильных групп через каждые 4 атома углерода). Несколько выше содержание в нефти (особенно в ее средних фракциях) циклопентан- и циклогексанкарбоновых (нафтеновых) кислот. Наиболее высокое содержание таких К. к. характерно для циклановых нефтей (калифорнийских, бакинских и т. д.). Нафтеновые К. к. в свободном виде и в виде солей обнаружены также в пластовых водах нефтяных месторождений. Извлекаемые из нефти К. к. и их соли находят широкое применение в медицине, промышленности и сельском хозяйстве.

КИСЛОТЫ НАФТЕНОВЫЕ — см кислоты карбоновые.

КЛАРЕН — см. ингредиенты гумусовых углей

КЛАРЕНС-МОРТОН НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена на востоке Австралии (штаты Квинсленд и Новый Южный Уэльс); приурочена к грабенообразной впадине герцинского складчатого пояса Хантер-Боуэн. На севере, юге и востоке окружена бесперспективными территориями, на западе через поднятие Кам- барилла граничит с НГО Боуэн-Су- рат. Площадь 30 тыс. км2, длина 300 км, ширина 125 км Объем оса-

дочного выполнения 90 тыс км3 (палеозой 15 (?), мезозой 70, кайнозой 5 тыс. км3). Простирание длинной оси ССЗ.

Фундамент палеозойского возраста образован метаморфизованными породами. Осадочный чехол достигает мощн. 4 км, наиболее полно представлен во впадинах. Впадина Кларенс- Логан субмеридионального простирания отделена на западе приразломным поднятием Юж. Мортон от впадины Лэйдли, которая в свою очередь отделена от впадины Сесил поднятием Мувумба сев -вост, простирания. Максимально (до мощн. 3 км) развит мезозойский комплекс; палеозой (1—1,5 км?) предположительно присутствует в унаследованно прогибающихся наиболее глубоких частях впадин и образует промежуточный структурный этаж. Осадочный разрез преимущественно терригенный, в отдельных своих частях (средний — верхний триас, средняя юра, мел) угленосный Песчаников около 50 %, глин 20 %, карбонатов менее 3 %. В нижнем триасе, нижней юре и верхнем мелу присутствуют вулканиты Преобладают континентальные фации, за исключением верхов триаса, где развиты морские.

Поисково-разведочное бурение ведется с 1907 г, пробурено более 40 скважин. В скв. Хогарт (1971 г) в песчаниках юры открыта мелкая залежь газа. Нач. геол, ресурсы жидких УВ 70 млн т, газообразных 70 млрд, м3; извл. часть соответственно 25 млн. т и 50 млрд. м3.

КЛАРК — константа распространенности химического элемента (но не соединения или вещества) в земной коре, литосфере, атмосфере, живом веществе или в другой крупной геохимической системе, выраженная массой или числом атомов, в процентах, массовых или числовых единицах по отношению ко всей сумме атомов химических элементов или какого-либо одного элемента, принятого за константу, например кремния. В СССР и некоторых других странах используются процентные, весовые или атомные К., в США и ряде стран Европы — массовые К. по отношению к кремнию или части на млн. (г/т). Термин К. неприменим для обозначения ср. содержания элементов в отдельных

ТАБЛИЦА К 3

Кларки основных биогенных элементов

Химический элемент

Ср. содержание (вес. %)

в земной коре

в осадочных породах (глинах и сланцах)

в нефти

в живом веществе

Углерод

0,023

1,0

85,0

18,0

Кислород

47,0

52,8

0,7

70,0

Сера

0,047

0,31

0,5

0,051

Азот

0,0019

0,061

0,3

0,31

Водород

—

—

13,5

10,5

месторождениях или массивах горных пород. К. основных элементов, входящих в состав живого вещества и нефти, представлены в табл. К.З. КЛАСС — один из высших таксонов в систематике животных и растений. В К. объединяются родственные отряды животных или порядки растений. К. могут разделяться па подклассы Иногда близкие К. объединяются в надклассы.

КЛАССИФИКАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ вод — могут быть выполнены на основе различных признаков

. Общие или по условиям залегания. В основу положены геолого-структурные, физико-географические и термодинамические условия нахождения подземных вод. Из общих наибольшей известностью и полнотой отличаются классификации А. М. Овчинникова (1948), И. К. Зайцева (1961), Н. И Толстихина (1954), Е. В. Пин- некера (1979), С. Дэвиса и Р де Уиста (1970).

Генетические, опирающиеся на представление о происхождении подземных вод. Выделяются воды метео- генные (атмосферного происхождения), ювенильные (эндогенные) и литогенные, формирующиеся в пределах литосферы.

По химическому составу, т е по составу преобладающих компонентов, их соотношениям, некоторым специфическим компонентам газового или химического состава Наиболее распространенными являются классификации А М Овчинникова (1954), В А Сулина (1946), Ч Пальмера (1911). Известны также классифика-

ции М. Г. Валяшко (1958), М С. Гуревича и Н. И. Толстихина (1961) и др

Частные, или специальные. Воды классифицируются по отдельным геолого-структурным образованиям (воды зоны многолетнемерзлых пород, нефтяных месторождений и т. д) или подразделяются по отдельным признакам, имеющим промышленное, бальнеологическое или другое практическое значение (минерализация, температура, содержание брома и т. д.). Так, по минерализации воды разделяются на сверхпресные (до 0,2 г/л), пресные (0,2—1), слабосолс- новатые (1—3), сильносолоноватыс (3—10), соленые (10—35), рассолы (более 35). По температуре различают воды: переохлажденные (ниже 0°C), весьма холодные (0—4), холодные (4—20), теплые (20—35), горячие (35—50), весьма горячие (50— 100), перегретые (выше 100°C).

КЛАССИФИКАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ВОД ПО УСЛОВИЯМ ЗАЛЕГАНИЯ — одной из наиболее общих и универсальных является классификация А. М. Овчинникова (1948) По характеру залегания в ней выделяются три типа вод- верховодка, грунтовые и артезианские В зависимости от характера водовмещающих пород эти типы подразделяются на подтипы поровых и трещинных вод. Выделяются также особые типы вод в области распространения многолетнемерзлых пород и в районах молодого вулканизма (табл К 4) Впоследствии классификация А. М. Овчинникова была дополнена характеристикой использования вод в народном хозяйстве.

Основной тип вод

Подтипы вод

Особые типы вод

В пористых горных породах (поровые воды)

В трещиноватых горных породах (трещинные воды)

Районов многолетней мерзлоты

Районов молодого вулканизма

Верховодка

Подземные.

Болотные.

Верховодка на линзах водоупорных пород.

Такыров и бугристых песков (в пустынях).

Песчаных массивов и дюн (на побережье морей)

Коры выветривания.

Трещиноватых горных пород.

Верхнего (дренированного) этажа, закарстованных массивов.

Кровли лавовых потоков и туфобрекчий

Деятельного слоя

Дериватные термальных источников.

Временно функционирующих фумарол в периоды увлажнения

Грунтовые

Аллювиальных отложений.

Делювиальных, пролювиальных и озерных отложений.

Древнеаллювиальных отложений.

Флювиогляциальных отложений (над-, меж- и подморенных песчано-галечниковых накоплений).

Коренных отложений

Трещинные.

Грунтовые.

Кровли коренных изверженных пород и основания лавовых потоков.

Пластово-трещинные и трещинно-пластовые осадочных отложений.

Карстовых массивов карбонатных пород (и также гипсоносных и соленосных)

Надмерзлотные.

Межмерзлотные

Повышеннойтемпературы,

обогащенные газом.

Небольших фумарол и гейзеров

Артезианские

Артезианских бассейнов (в песчаных пластах).

Артезианских склонов (в моноклинально залегающих и выклинивающихся песчаногалечниковых свитах предгорных районов)

Артезианских бассейнов (в пластах, массивах и штоках трещиноватых пород).

Артезианских склонов (в карбонатных и туфогенных толщах и массивах интрузивных пород)

Подмерзлотные

Газированные термоминеральные (иногда горячие), выходящие по тектоническим разрывам и контактам различных свит.

Артезианских систем, осложненных внедрением изверженных масс, обогащенные специфическими (иногда редкими) элементами

249

Классификация подземных вод по А. М. Овчинникову (1948)

Классификация подземных вод по И. К. Зайцеву (1961)

ТАБЛИЦА К.5

Тип

Класс

Отдел и подотдел

Особые формы

Пластовые

Порово-пластовые.

Трещинно-пластовые.

Карстово-пластовые

Почвенные.

Верховодка.

Грунтовые.

Межпластовые безнапорные.

Межпластовые напорные (артезианские):

открытые,

закрытые

Надмерзлотные.

Надмерзлотные таликов.

Линзы пресных вод, плавающих на соленых водах.

Болотные.

Межмерзлотные

Трещинно-жильные

1. Трещинные воды зоны выветривания (региональнотрещинные)

Открытой зоны выветривания (трещинно-грунтовые):

пластово-трещинные,

массивно-трещинные,

покрово-трещинные и др.

Закрытой зоны выветривания

Надмерзлотные.

Межмерзлотные.

Подмерзлотные

2. Локально-трещинные

Тектонических разломов.

Интрузивных контактов.

Жильных образований

Гейзеров.

Фумарол.

Грязевых вулканов.

Подмерзлотные.

Межмерзлотные

3. Трешинно-карстовые

Мелкого карста.

Глубокого карста

Подземные карстовые реки.

Подземные карстовые озера.

250250

250

250

Классификация И К. Зайцева (1961) подразделяет воды на типы по коллекторским свойствам вмещающих пород (табл. К.5). Она была положена в основу составления ряда об- юрных гидрогеологических карт территории Советского Союза.

Классификация Е. В. Пиннекера (1979) учитывает новые достижения отечественной гидрогеологии. Отличительной ее чертой являются учет подземных вод, находящихся под акваториями, а также выделение в разрезе земной коры наряду с верховодкой, грунтовыми и артезианскими водами класса глубинных вод (табл. К.6).

КЛАССИФИКАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ВОД ПО ХИМИЧЕСКОМУ СОСТАВУ — такие классификации основываются на преобладающих химических компонентах, их соотношениях и на учете некоторых специфических компонентов газового и солевого состава вод Классификация А. М. Овчинникова (1954) учитывает как состав вод, так и состав газов, по которому восстанавливается обстановка формирования (существования) подземных вод. Выделяются три обстановки: окислительная, восстановительная и метаморфическая. В пределах каждой обстановки выделяются 8 классов вод по преобладающим компонентам, содержание которых выражено в эквивалентной форме, компоненты объединены попарно: Na+K, Са + Mg, НСО3 + SO4, Cl (табл К.7).

Классификация В. А. Сулина (1946) предложена и применяется главным образом для вод нефтяных месторождений. Она предусматривает выделение 4 типов вод по соотношению ионов, характерных для различных условий формирования подземных вод. Отнесение к тому или иному типу проводится по сочетанию трех основных коэффициентов (табл К 8): Na/Cl, (Na — C1)/SO4 и (Cl—Na)/Mg (содержание элементов берется в мг-экв).

Сульфатно-натриевый и гидрокарбо- натно-натриевый типы соответствуют, по мнению В. А. Сулина, континентальной обстановке формирования вод, хлоридно-магниевый — морской, хлоридно-кальциевый — глубинной

Каждый из типов вод В. А Сулин подразделяет на группы по преобла

дающим анионам, выделяя в пределах типа гидрокарбонатную, сульфатную и хлоридную группы. Каждая группа по преобладающему катиону разделяется на подгруппы — кальциевую, магниевую и натриевую.

Классификация Ч. Пальмера (1911) построена по принципу объединения ионов, сходных по химическим свойствам, в группы и по соотношениям выделенных групп друг с другом. Катионы объединяются в 3 группы: сильные основания (Na и К, т. е. щелочные металлы), слабые основания (Са и Mg, т. е. щелочноземельные металлы) и очень слабые основания (Fe, Си, А1, т. е. тяжелые металлы). Анионы объединены в две группы: сильные кислоты (С1 и SO4) и слабые кислоты (НСО3 и СО3). Сочетания выделенных групп анионов и катионов обусловливают характерные свойства воды — соленость, щелочность и кислотность. В зависимости от сочетания анионов и катионов выделяются 5 классов вод.

Сумма процент-эквивалентов анионов сильных кислот меньше, чем катионов щелочных металлов; это щелочные воды, характерные для нефтяных месторождений.

Суммы процент-эквивалентов анионов сильных кислот и катионов щелочных металлов равны; класс промежуточный между I и III.

Сумма процент-эквивалентов анионов сильных кислот больше, чем катионов щелочных металлов, но меньше, ч^м катионов щелочных и щелочноземельных металлов; это воды с постоянной и временной жесткостью, воды коры выветривания.

Сумма процент-эквивалентов анионов сильных кислот равна сумме процент-эквивалентов катионов щелочных и щелочноземельных металлов; воды морей и соленых озер.

Сумма процент-эквивалентов анионов сильных кислот больше, чем катионов щелочных и щелочноземельных металлов; это воды окислительной зоны рудных месторождений.

В настоящее время классификация Пальмера, объединяющая в одной группе компоненты разной геохимической судьбы и отличающаяся определенной схематичностью, в нашей стране широко не применяется, однако многие ее положения, в частности

Классификация подземныч

Группа

Отдел

Тип

Класс

и-

Воды в пластах пористых пород (поровые и пча- стовые)

Подземные воды суши

; Подземные’ ' воды зоны аэрации

Подвешенные^.

Верховодка (в широком понимании)

Почвенные и ипфилыри верховодка

Подземные воды зоны насыщения на континентах

Преимущественно безнапорные

Грунтовые

Первого от поверхш» сти водоносного гори зонта на выдержан ном водоупоре

Напорные

Артезианские

Межпластовые с гидростатическим напором

Глубинные

Осадочных толщ, испы тывающих воздейст вие геостатического давления и эндогенных сил

Подземные воды под морями и океанами

Подземные воды субмаринной зоны насыщения

Преимущественно напорные

Связанные с континентом

Шельфа и осадков мо рей

Не связанные с континентом

Осадков глубоководных впадин

определение свойств воды, вошли в практику гидрогеологических исследований

КЛАССИФИКАЦИИ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ — можно разделить на описательные, генетические и технические (промышленные).

Описательные классификации разделяют природные газы по наиболее характерным отличительным признакам с целью изучения их геохимии Главными признаками являются местоположение, физическое состояние и состав. По местоположению различают газы атмосферы, гидросферы, литосферы и переходные, т. е. газопроявления, по физическому состоя-

пию — свободные, т. е образующие самостоятельную фазу, и сорбированные (горных пород, пластовых вод — газ водорастворенный и нефтей — газ нефтяной); по составу — углеводородные, азотные, углекислые и сероводородные Реже встречаются газы сложного состава, в которых ни один из основных компонентов не превышает 50%. Углеводородные газы делятся на сухие, тощие и жирные

В генетических классификациях газовые смеси различают по их происхождению Отличительными признаками служат либо источники этих компонентов (органогенные, литогенные и т. д.), либо процессы, обеспечи-

< н <

Особые условия

Ниды в трещиноватых и кавер- •Р* «ных породах (трещинные и жильно-трещинные)

Воды территорий развития многолетних мерзлых пород

Воды районов современного вулканизма

рующиеся, собственно

Деятельного слоя

Верхней части лавовых покровов

Верхней части зоны интенсивной трещиноватости и шкарстованных массивов

Надмерзлотные

Нижней части лавовых покровов

Межмерзлотныеи

внутримерзлотные

Погруженных трещиноватых зон, находящиеся иод гидростатическим напором

Гидротермальных систем с гидростатическим напором

Подмерзлотные

Разломов глубокого заложения в сфере действия эндогенных сил

Отсутствуют

Вулканических аппаратов и гидротермальных систем, связанных с восходящим потоком из магматических очагов

1.1карстованныхпород

шельфа и разломов

Подмерзлотные шельфа северных морей

Субмаринных вулканических аппаратов и океанических гидротермальных систем

Желобов и срединно-океанических рифтов

Отсутствуют

ТАБЛИЦА Кб

нид no Е. В. Пиннекеру (1979)

вающие их генерацию (биогенные, ме- таморфогенные и т. д), либо и то и Другое.

Технические (промышленные) классификации делят природные газы по их товарным качествам — по теплоте сгорания (горючие, низкокалорийные, негорючие) и по содержанию полезных или вредных газовых компонентов (гелиеносные, сероводородные и Т. д).

КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ — разделение нефтей на однородные совокупности по признакам, определяющим их технологические качества (технологические К н), химический состав (химические К. н.) или основ

ные особенности их геолого-геохимической истории (генетические и геохимические К. н).

В основу техполотической К н (табл. К.9), принятой в СССР, положены следующие признаки, определяющие качество и выход нефтепродуктов' содержание серы в нефти и топливах, выход базовых масел и их вязкость, содержание парафина; каждому из независимых признаков присвоен свой индекс. Совокупность индексов образует формулу нефти Например, формула I ТМИ2П3 означает, что нефть содержит менее 0,5 % серы, не менее 45 % легких фракций, способна дать не менее 25 % .базовых

ixvin

ТАБЛИЦА К /

Гидрогеохимическая система природных вод по А. М. Овчинникову

100 (Na4* ^f) 50 (lV^Mq2*) о

Газы окислительной обстановки.

Шо

Но

1о

VHIq

HCO3 + so;’

50

CL”

N2» 02> СО2 и др

IVo

Vo

VIo

VIIo

100

Газы восстановительной обстановки

1116

П8(

16

vine

HCOj-t-SO^

50

CL'

СН^, ^2^г N2> СО2 и др

IV8

ve

vie

vne

100

Газы метаморфической, обстановки С02 а др.

Шм

Им

Im

VIHm

HCOj-¥So;

50

or

1Ум

Ум

VIm

VIIm

100%-экв

100%-экв50О

ТАБЛИЦА К 8

Значения классификационных коэффициентов

Тип воды по В. А. Сулину

Коэффициенты

Na/Cl

(Na-CD/SO,

(Cl—Na)/Mg

Сульфатно-натриевый

> 1

< 1

<0

Гидрокарбонатно-натриевый

> 1

> 1

< 0

Хлоридно-магниевый

< 1

<0

< 1

Хлоридно-кальциевый

<1

<0

> 1

м и । л г индексом вязкости 40—85 и • икрллг более 0% парафина.

Р । нюобразпые схемы химических I и основываются на признаках, хар н крп <ующих соотношения между I ру инами химических соединений или । 1руктур во всей нефти или в ее от- и льных фракциях. Первоначально та- I не К. и. строились преимущественно । использованием данных группового уI леводородного состава, определяемою методом анилиновых точек (К. н. ГрозНИИ, 1929; А. Н. Саханова, UH5; А. Ф. Добрянского, 1948). Так, и классификации ГрозНИИ по составу представительной фракции 250— .100 °C выделялись 5 классов нефтей: метановые (46—61 % алканов); мета- ноно-нафтеновые (42—45 % алканов, ЛН—39 % цикланов); нафтеновые (15—26 % алканов, 61—76 % цикланов) ; метаново-нафтеново-ароматические (27—35 % алканов, 36—47 % цикланов и 26—33 % аренов) и наф- юново-ароматические (0—8 % алканов, 57—78 % цикланов и 20—35 % аренов). С 1968 г. в названиях смешанных классов преобладающая группа углеводородов стала указываться последней, что существенно затруднило использование этой классификации.

Позже был разработан ряд химических К. н., базирующихся либо на соотношениях между долями содержания углерода в алифатических, циклановых и ареновых структурах, определяемых методами структурногруппового анализа, ИК-спектроско- пии и т. д. (X. Баттачария, 1959; С. Креанга, 1962), либо на результатах определения группового УВ-со- става методами элюентной хроматографии (А. Э. Конторович и др., 1975). В последнее время созданы химические К. н. на основе данных газохроматографического и масс-спектраль- ного анализа нефтей и их фракций (А. А. Петров, 1974; В. К. Солодков и др., 1975; Ж. Филиппи, 1976; А. Э. Конторович и др., 1978).

Наибольшее распространение получила химическая классификация А. А. Петрова и др. (1978), основанная на четырех сравнительно просто определяемых параметрах газохроматографического анализа нефракцио- нированных нефтей (табл. КЮ): наличию пиков н-алканов на хроматограмме; отношению суммы высот пи

ков пристана и фитана к сумме высот пиков н-алканов С17 и Ci8(Ki); отношению суммы высот пиков пристана и фитана к нафтеновому фону Nф (величина горба на хроматограмме), образованному хроматографически неразделяемыми цикланами, изоалканами и аренами (/ф); отношению суммы высот пиков н-алканов Си и С^ к нафтеновому фону (Нф). В зависимости от значений каждого параметра нефти подразделяются на 4 типа.

Поскольку сходство составов нефтей предполагает общность тех или иных элементов их геохимической истории, то, как правило, химические К. н. находят генетическое толкование, обычно в рамках представлений о едином первичном типе нефти, генерирующем в процессе вторичных превращений (катагенных или гипергенных) остальные типы нефти. Например, авторы приведенной выше химической К. я. рассматривают как первичные нефти типа А1, а нефти типов А2, Б2 и Б1 считают продуктами их последовательной биодеградации.

К. н., классификационными признаками которых являются непосредственно основные элементы геологической истории нефтей, называются генетическими, если они ограничиваются этапом образования нефти, и геохимическими, если они касаются особенностей ее вторичных преобразований или охватывают оба этапа жизни нефтей. Простейшей К. н. такого рода является предложенное А. А. Карцевым (1954) разделение нефтей нэ два больших класса — палеотипных и кайнотипных, отвечающих самым общим чертам геохимической истории нефтей. Геохимическая К. н. В. А. Успенского и О. А. Радченко (1964) как часть общей генетической классификации битумов предусматривает выделение ряда генетических линий (пластовые нефти, фильтраты, метаморфизаты), в пределах каждой из которых в свою очередь выделяется ряд классов по степени гипергенной преобразованности — от первичных газоконденсатов алкановой природы до тяжелых, сильно осмоленных нефтей.

Такой подход получил развитие в геохимической К. я. В. С. Соболева для платформенных провинций (1978). В ней используются три признака-

условия миграции, условия залегания нефти в разрезе, время формирования ее основных залежей. По каждому из этих признаков выделяется ряд геохимических типов (табл. К.11). В генетической классификации В. К. Шиманского (1978) используются признаки, характеризующие состав и условия преобразования исходного ОВ в диагенезе и катагенезе (табл К 12).В К. н такого рода наиболее слабое звено — выбор комплекса универсальных химических или геологических параметров для диагностики генетических или геохимических категорий, поэтому нецелесообразно параметры связывать жестко с классификационной схемой. Комплексы параметров, предлагаемые В. С. Соболевым (ход кривой индексов корреляции для К. и. по условиям миграции; плотность и групповой углеводородный состав для К. я по условиям залегания; содержание серы и преобладающий фазовый состав залежей для К. н. по времени формирования залежей) и В. К. Шиманским (коэффициент метаморфизма нефти для К н. по уровусловия миграции, условия залегания нефти в разрезе, время формирования ее основных залежей. По каждому из этих признаков выделяется ряд геохимических типов (табл. К.11). В генетической классификации В. К. Шиманского (1978) используются признаки, характеризующие состав и условия преобразования исходного ОВ в диагенезе и катагенезе (табл К 12).В К. н такого рода наиболее слабое звено — выбор комплекса универсальных химических или геологических параметров для диагностики генетических или геохимических категорий, поэтому нецелесообразно параметры связывать жестко с классификационной схемой. Комплексы параметров, предлагаемые В. С. Соболевым (ход кривой индексов корреляции для К. и. по условиям миграции; плотность и групповой углеводородный состав для К. я по условиям залегания; содержание серы и преобладающий фазовый состав залежей для К. н. по времени формирования залежей) и В. К. Шиманским (коэффициент метаморфизма нефти для К н. по уровню катагенного преобразования исход пого ОВ; количество и распределенш к-алканов и изопреноидных УВ дли К. н. по типу исходного ОВ и уровню его преобразования в диагенезе), яв ляются возможными вариантами Каждому независимому геохимически му и генетическому признаку в этих К н. присвоены индексы, сочетание которых образует геохимическую или генетическую формулу нефти Например, нефть формулы (по генетической классификации) В1Д1К2 (максимум на кривой распределения н-алкановв области до С2о, фитан преобладает над пристаном, коэффициент метаморфизма нефти КмС6 от 0,45 до 0,74) генетически связана с ОВ сапропелевого типа, слабо преобразованным в диагенезе, с уровнем преобразования в катагенезе от низкого до среднего КЛАССИФИКАЦИЯ ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ — существует ряд классификаций нафтидов и нафтоидов, в которые одной из составных частей входят и классификации природных битумов. Наиболее разработанной и широко известной является классификация В. А. Успенского и О. А. Рад-ню катагенного преобразования исход пого ОВ; количество и распределенш к-алканов и изопреноидных УВ дли К. н. по типу исходного ОВ и уровню его преобразования в диагенезе), яв ляются возможными вариантами Каждому независимому геохимически му и генетическому признаку в этих К н. присвоены индексы, сочетание которых образует геохимическую или генетическую формулу нефти Например, нефть формулы (по генетической классификации) В1Д1К2 (максимум на кривой распределения н-алкановв области до С2о, фитан преобладает над пристаном, коэффициент метаморфизма нефти КмС6 от 0,45 до 0,74) генетически связана с ОВ сапропелевого типа, слабо преобразованным в диагенезе, с уровнем преобразования в катагенезе от низкого до среднего КЛАССИФИКАЦИЯ ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ — существует ряд классификаций нафтидов и нафтоидов, в которые одной из составных частей входят и классификации природных битумов. Наиболее разработанной и широко известной является классификация В. А. Успенского и О. А. Рад-Технологическая кл.к • и

условия миграции, условия залегания нефти в разрезе, время формирования ее основных залежей. По каждому из этих признаков выделяется ряд геохимических типов (табл. К.11). В генетической классификации В. К. Шиманского (1978) используются признаки, характеризующие состав и условия преобразования исходного ОВ в диагенезе и катагенезе (табл К 12).

В К. н такого рода наиболее слабое звено — выбор комплекса универсальных химических или геологических параметров для диагностики генетических или геохимических категорий, поэтому нецелесообразно параметры связывать жестко с классификационной схемой. Комплексы параметров, предлагаемые В. С. Соболевым (ход кривой индексов корреляции для К. и. по условиям миграции; плотность и групповой углеводородный состав для К. я по условиям залегания; содержание серы и преобладающий фазовый состав залежей для К. н. по времени формирования залежей) и В. К. Шиманским (коэффициент метаморфизма нефти для К н. по уров

условия миграции, условия залегания нефти в разрезе, время формирования ее основных залежей. По каждому из этих признаков выделяется ряд геохимических типов (табл. К.11). В генетической классификации В. К. Шиманского (1978) используются признаки, характеризующие состав и условия преобразования исходного ОВ в диагенезе и катагенезе (табл К 12).

В К. н такого рода наиболее слабое звено — выбор комплекса универсальных химических или геологических параметров для диагностики генетических или геохимических категорий, поэтому нецелесообразно параметры связывать жестко с классификационной схемой. Комплексы параметров, предлагаемые В. С. Соболевым (ход кривой индексов корреляции для К. и. по условиям миграции; плотность и групповой углеводородный состав для К. я по условиям залегания; содержание серы и преобладающий фазовый состав залежей для К. н. по времени формирования залежей) и В. К. Шиманским (коэффициент метаморфизма нефти для К н. по уров

ню катагенного преобразования исход пого ОВ; количество и распределенш к-алканов и изопреноидных УВ дли К. н. по типу исходного ОВ и уровню его преобразования в диагенезе), яв ляются возможными вариантами Каждому независимому геохимически му и генетическому признаку в этих К н. присвоены индексы, сочетание которых образует геохимическую или генетическую формулу нефти Например, нефть формулы (по генетической классификации) В1Д1К2 (максимум на кривой распределения н-алкановв области до С2о, фитан преобладает над пристаном, коэффициент метаморфизма нефти КмС6 от 0,45 до 0,74) генетически связана с ОВ сапропелевого типа, слабо преобразованным в диагенезе, с уровнем преобразования в катагенезе от низкого до среднего КЛАССИФИКАЦИЯ ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ — существует ряд классификаций нафтидов и нафтоидов, в которые одной из составных частей входят и классификации природных битумов. Наиболее разработанной и широко известной является классификация В. А. Успенского и О. А. Рад-

ню катагенного преобразования исход пого ОВ; количество и распределенш к-алканов и изопреноидных УВ дли К. н. по типу исходного ОВ и уровню его преобразования в диагенезе), яв ляются возможными вариантами Каждому независимому геохимически му и генетическому признаку в этих К н. присвоены индексы, сочетание которых образует геохимическую или генетическую формулу нефти Например, нефть формулы (по генетической классификации) В1Д1К2 (максимум на кривой распределения н-алкановв области до С2о, фитан преобладает над пристаном, коэффициент метаморфизма нефти КмС6 от 0,45 до 0,74) генетически связана с ОВ сапропелевого типа, слабо преобразованным в диагенезе, с уровнем преобразования в катагенезе от низкого до среднего КЛАССИФИКАЦИЯ ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ — существует ряд классификаций нафтидов и нафтоидов, в которые одной из составных частей входят и классификации природных битумов. Наиболее разработанной и широко известной является классификация В. А. Успенского и О. А. Рад-

Классы

Содержание серы, %

Типы

Выход фракций до 350 °C, %

Гр> 11 и

в нефти

В нефтепродуктах

в бензинах (конец кипения 200 °C)

в реактивном топливе (120- 240 °C)

в дизельном топливе (240 — 350 °C)

I

<0,50

<0,15

<0,1

<0,2

Т,

>45

М,

II

0,51-2,0

<0,15

<0,25

<1,0

т2

30-44,9

М,

М,

III

>2,0

> 0,15

> 0,25

> 1,0

Т3

< 30

М,

Пмт1ициальное ^врщемие базовых масел, %

Подгруппы

Индекс вязкости базовых масел

Виды

Содержание парафина в нефти, %

Депарафинизация

|а Нефти

на мазут выше 850 °C

>м

>45

И,

>85

П,

<1,50

Не требуется для получения реактивного и дизельного зимнего топлива, дистиллятных базовых масел

IB 96

>45

П2

1,51-6,0

Не требуется для получения реактивного и дизельного летнего топлива; требуется для получения базовых масел

IB 25

30-45

и2

40-85

< 15

. < 30

Пэ

> 6,0

Требуется для получения дизельного топлива и базовых масел

ТАБЛИЦА К.9

ТАБЛИЦА К. Ю

Фиеани11 нефтей сссрФиеани11 нефтей ссср

Фиеани11 нефтей ссср

Фиеани11 нефтей ссср

Химическая классификация нефтей (по А. А. Петрову*и др.)

Классификационные критерии

Тип нефти

Г 2 и

3

+ и

а

бе

6

+

V а

и

6

3

+ е

6

3

и

+ *е‘

t 5:

и i

8

а X св И са о я So 8з

н К з

А1 — нефти алкановые и алкано- ) ^Тциклановые. Как правило, я-ал- тКаны преобладают над изопре- ^ноидными алканами

А2 — нефти циклано-алкановые и алкано-циклановые. Изопреноидные алканы обычно преобладают над я-алканами

Б2 — нефти алкано-циклановые и циклановые

Б1 —нефти циклановые и циклано- г ареновые

0,2-

5-

-1,0

-50

3-10

5-10

0,5-8

6—15

0,5—4

Есть

Есть

Нет

Нет

9 Зак. 678

s

to

ТАБЛИЦА КЛ2

Генетическая классификация нефтей (по В. К. Шиманскому)

По исходному ОВ (возможномусоставу РОВ пород)По исходному ОВ (возможномусоставу РОВ пород)По степени преобразования ОВПо степени преобразования ОВв диагенезев диагенезев катагенезев катагенезе

По исходному ОВ (возможномусоставу РОВ пород)

По исходному ОВ (возможномусоставу РОВ пород)

По степени преобразования ОВ

По степени преобразования ОВ

в диагенезе

в диагенезе

в катагенезе

в катагенезе

I иныВ.В,В,I иныВ.В,В,Признак типаПризнак типаПризнак группыПризнак группыВидыВидыПризнак видаПризнак видаФитопланктон преобладает над зоопланктоном, остатки высших растений отсутствуют или присутствуют в незначительном количестве (сапропелиты и гумито-сапропелиты)Повышенное содержание зоопланктона; остатки высших растений отсутствуют (сапропелиты)Фитопланктон и остатки высших растений (сапропелито-гумиты)Фитопланктон преобладает над зоопланктоном, остатки высших растений отсутствуют или присутствуют в незначительном количестве (сапропелиты и гумито-сапропелиты)Повышенное содержание зоопланктона; остатки высших растений отсутствуют (сапропелиты)Фитопланктон и остатки высших растений (сапропелито-гумиты)Слабое преобра-зование в ана-эробной фазе(<7 < 30 %) *Слабое преобра-зование в ана-эробной фазе(<7 < 30 %) *Низкая степеньпреобразованияРОВНизкая степеньпреобразованияРОВд2д2Сильное преобра-зование в анаэ-робной фазе(^>30%)Сильное преобра-зование в анаэ-робной фазе(^>30%)От низкой досредней степенипреобразованияРОВСредняя степеньпреобразованияРОВОт низкой досредней степенипреобразованияРОВСредняя степеньпреобразованияРОВ

I ины

В.

В,

В,

I ины

В.

В,

В,

Признак типа

Признак типа

Признак группы

Признак группы

Виды

Виды

Признак вида

Признак вида

Фитопланктон преобладает над зоопланктоном, остатки высших растений отсутствуют или присутствуют в незначительном количестве (сапропелиты и гумито-сапропелиты)

Повышенное содержание зоопланктона; остатки высших растений отсутствуют (сапропелиты)

Фитопланктон и остатки высших растений (сапропелито-гумиты)

Фитопланктон преобладает над зоопланктоном, остатки высших растений отсутствуют или присутствуют в незначительном количестве (сапропелиты и гумито-сапропелиты)

Повышенное содержание зоопланктона; остатки высших растений отсутствуют (сапропелиты)

Фитопланктон и остатки высших растений (сапропелито-гумиты)

Слабое преобра-зование в ана-эробной фазе(<7 < 30 %) *

Слабое преобра-зование в ана-эробной фазе(<7 < 30 %) *

Низкая степеньпреобразованияРОВ

Низкая степеньпреобразованияРОВ

д2

д2

Сильное преобра-зование в анаэ-робной фазе(^>30%)

Сильное преобра-зование в анаэ-робной фазе(^>30%)

От низкой досредней степенипреобразованияРОВ

Средняя степеньпреобразованияРОВ

От низкой досредней степенипреобразованияРОВ

Средняя степеньпреобразованияРОВ

•к*нко (1964, 1975, 1979). Именно она послужила основой для создания специальной К. п. б. (табл. К.13), разработанной И С Гольдбергом (1981). Выделяются три генетически более пли менее обособленных ряда природных битумов* для нафтидов— гипер- I епный и фазово-миграционный, для иафтидо-нафтоидов и нафтоидов — 1срмально-метаморфический. Они ох- натывают группы однотипных процессов битумогенеза Эта классификация позволяет полнее раскрыть зависимость состава природных битумов от процессов их образования, восстановить по их составу типы исходного вещества, создать на генетической основе модели формирования природных битумов и т. д

КЛАССИФИКАЦИЯ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ В. А. СОКОЛОВА —построена с учетом условий нахождения низов в природе, их состава и происхождения (табл К.14); одна из самых распространенных классификаций.

КЛАССИФИКАЦИЯ РАССЕЯННОГО ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА — группировка сингенетичного породе РОВ по генетическому типу и по степени катагенетической преобразован- пости (по стадиям углефикации). Генетический тип РОВ определяется методами углепетрографической и хи мической характеристики керогена, выделяемого из РОВ с помощью кислотной обработки (НС1 и HF) породы после извлечения из нее биту- моидов и гуминовых кислот Принципиальная близость концентрированного и рассеянного ОВ по исходному материалу и процессам посмертного его преобразования позволяет перенести основные черты классификации углей на РОВ с учетом некоторых особенностей РОВ Обе схемы строятся на основе микрокомпонентного состава ОВ. До последнего времени в соответствующих схемах расчленялись лишь микрокомпоненты, установленные для гумусовых углей, сапропелевый материал учитывался как

Определяющие типы процессов

Исходное вещество

Группа, подпп пн •

Биохимическое окисление; испарение Легких фракций

Гипергенн

Нефть

ый (окислителынн

Асфальтиды

Химическое окисление:

МЦАг ^ БЦАг -> ПЦАг -> Смб ->

-> Смспб -> Ас -> К; остаточное накопление смолистых и сернистых соединений

Нефти циклические смолистые

Нефти метановые и нафтеновые малоосмо- ленные

Киры

Интенсивное химическое окисление в субаэральных условиях

Битумы асфальтовые

Оксибитумы

Интенсивное бактериальное окисление

Битумы парафиновые

Фазово-миграционш.

Природная деасфальтизация нефтей газом или легкими парафиновыми углеводородами

Нефти относительно смолистые

Асфальтениты

Концентрирование асфальтово-смолистых веществ в результате нарушения равновесного состояния в коллоидной системе нефти

Нефти тяжелые, смолистые

Бета-асфальте [ниты

Дифференциация газоконденсатов и высокопарафинистых нефтей при миграции

Газоконденсаты тяжелые и нефти парафинистые

Парафиниты

Т ермально-метаморфичесь и

Битумы асфальтовыеи нефти тяжелые,высокосмолистыеБитумы асфальтовыеи нефти тяжелые,высокосмолистыеАсфальтоидыАсфальтоидыГидротермальная дифференциация в условиях переноса нефти горячими растворами

Битумы асфальтовыеи нефти тяжелые,высокосмолистые

Битумы асфальтовыеи нефти тяжелые,высокосмолистые

Асфальтоиды

Асфальтоиды

Графитоиды

ТАБЛИЦА К.13

ПН1УМ0Н (по И. С. Гольдбергу)

Классы

Плотность, г/см3

Параметры группового и углеводородного состава

Масла, %

Другие характерные параметры

pH i природных битумов

Мальты Асфальты

0,975-1,03

1,03-1,10

65-40

40-25

—

Мальты Асфальты Асфальтиты

0,965—1,03

1,03-1,10

1,10-1,20

65-40 40-25 <25

Смспб/Смб <1,1 (Me + Nf)/Ar < 1,2

Мальты Асфальты Асфальтиты

0,965-1,03

1,03-1,10

1,10-1,20

65-40

40-25

<25

Смспб/Смб > 1,3 (Me + Nf)/Ar> 1,8

Оксикериты Гуминокериты

1,15-1,25

1,25-1,50

<5

К= 104-40 % К = 40 4-100 %

Альгариты

- 1,0

—

—

рнд природных битумов

Асфальты Асфальтиты Кериты

- 1,10 1,10—1,15 > 1,10

40-25 < 25 < 5

Ас/См = 2 4-4

Мальты Асфальты Асфальтиты

— 1,00 - 1,10 1,10-1,15

Параметры, близкие к параметрам асфальтенитов

Озокериты Гатчетиты

0,85-0,97

0,86-0,94

45-95

- 100

Сз7Н78—С53Н10

С21Н44 —Сз8Н788

рнд природных битумов

Кериты Низшие антраксолиты

1,07-1,30 1,3-1,7

5

К= 104-95 % К = 95 4- 100 %

Нефтяные коксы и высшие антраксолиты

1,7—2,0

—

К = 100 %

Определяющие типы процессов

Исходное вещество

Группа, подгруппа

Деструкция органического вещества в условиях контактового метаморфизма

Горючие сланцы, угли, доманикоидные и др. породы, богатые органическим веществом

Альфа-нафтоиды

Бета-нафтоиды

Гамма-нафтоиды

Примечание. См —смолы; Смб — смолы бензольные; Смспб — смолы спиртобензольныс. ПЦАг — соответственно моно-, би- и полициклические арены.

единый микрокомпонент альгинит В этом виде классификация РОВ имела следующий вид (индексы 1, 2, 3 отражают возрастание доли сапропелевого материала)

ГруппаКлассТип

Гумоли-Фюзенолиты (А)—

ты (Г)Гелитолиты (В)—

Липоидолиты (С)—

Сапропе-Сапропелито-гу- Di, D2, D3

лито-гу-миты (D)

миты (СГ)

Сапропе- Гумито-сапропе- Еь Е2, Е3 литы (С) литы (Е)

Собственно сапро- — пелиты (F)

В этой схеме по сравнению с классификацией углей несколько детализированы классы, содержащие наряду с гумусовым также и сапропелевый материал как наиболее типичный для РОВ Характерным для РОВ является также наличие мик- стинитовых форм, значительно более распространенных в нем, чем в углях, и представленных в ином виде, в углях к микстинитам относят микрокомпоненты, представляющие собой тесную смесь коллинита с микринитом или с минеральными веществами; в РОВ под микстинитами понимают сорбированные на глинистом субстрате разности гумусового, сапропелевого или смешанного ха-

рактера, в соответствии с этим выделяют гумо-, сапро- и гумосапро- микстиниты

В 1976 г. Г. М. Парпаровой предложена специальная классификация сапропелевого РОВ на комплексиро- ванной углепетрографической и химической основе с выделением микрокомпонентов преобладающего растительного (альгинитового) или животного (хитинитового) происхождения и с учетом в пределах обеих линий форм, образовавшихся в условиях резко окислительного режима в диагенезе (оксиформ) Указанная схема не может считаться прочно установленной в связи с трудностями количественного определения доли участия материалов растительного и животного происхождения в микстинитовых и коллинитовых формах К тому же едва ли правильно ограничивать сапропелевое ОВ растительного происхождения только водорослевым материалом, а животного происхождения — только хитинсодержащими организмами, нельзя также связывать азот только с хитином, забывая о белковом материале, вносимом, в частности, микроорганизмами, перерабатывавшими остатки фоссилизированных организмов.

Стадии углефикации РОВ отвечают соответствующим градациям

ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. К.13

Классы

Плотность,

Параметры группового и углеводородного состава

г/см3

Масла, %

Другие характерные параметры

Асфальтовые битумы всех классов

Параметры, близкие к параметрам битумов нафтидов ц нафтидо-н афтойдов

Хризматиты Олефиниты

1,0 0,95-1,15

100

—

Картезиты Карпатиты

1,20-1,30 1,40

—

CatCigO С32Н17О

Al «-асфальтены; К—карбены, карбоиды; Me —алканы; Nf—цикпаны; Аг—арены; МЦАг, БЦАг-

шкалы гумусовых углей (см. классификация углей).

КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН — группирование буровых скважин по определенным признакам, которые необходимо учитывать при геологоразведочных работах и разработке месторождений нефти и газа. Наиболее важная К. с. основана на разделении скважин по их назначению в зависимости от стадий геологоразведочных работ и освоения месторождений. В СССР общепринятой и утвержденной (1968 г.) является «Классификация скважин, бурящихся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений». Установлены единые группы и категории скважин, сооружаемых с целью региональных исследований, выявления и подготовки структур, поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Все скважины (неза* висимо от источников финансирования) подразделяются на следующие категории и группы.

КатегорииГруппы

Опорные Первая, вторая Параметрические Структурные Поисковые Разведочные

Эксплуата- Оценочные, эксплуа- ционныетационные, нагнета

тельные, наблюдательные

Специалья Для сбора промысло- ныевых вод, ликвида

ции открытых фонтанов нефти и газа, для водоснабжения И т. д.

В основе выделения категорий скважин преобладает признак, определяющий общую задачу, выполняемую на той или иной стадии геологоразведочных работ или разработки месторождения. Исключением является категория специальных скважин, необходимость бурения которых может возникнуть на любой стадии. Подразделение скважин на группы подчинено главным образом функциональному назначению отдельных скважин, в совокупности обеспечивающих решение общей задачи. В практике используются классификации по другим признакам: по последовательности ввода скважин в бурение — на независимые, зависимые и опережающие; по достигнутым результатам — на выполнившие или не выполнившие свое назначение, продуктивные (разной дебитно- сти), непродуктивные и практически «сухие» и т. д.

КЛАССИФИКАЦИЯ УГЛЕЙ — существуют схемы К. у. генетические

Классификация природных газов (по В. А. Соколову)

Тип газов по условиям нахождения

Химический состав

Происхождение газа

Основные компоненты

Важнейшие примеси

I. Газы атмосферы

N2, О2

Аг, СО2, Ne, Кг, Хе, Н2,

Смесь газов химическо- -то, биохимического и

II. Газы земной поверхности:

Оз

— радиоактивного происхождения_. •• V1

Газы преимущественно биохимического проис

1) почвенные и под-

со2, n2,

Аг, СН4, Н2, Н2О, СО, редкие газы из атмосферы

хождения с примесью

почвенные

о2

газов химического происхождения (присутствует также воздух)

2) болотные и тор-

сн4, со2, м2

Аг, Н2, СО,

фяные

NH3, N2O, H2S, редкие газы из атмосферы

3) морских субак- вальных осадков III. Газы осадочной толщи:

со2, сн4, n2

NH3, H2S, Аг

Все газы, кроме редких, главным образом хи

1) нефтяных место-

СН4, ТУ, n2

СО2, H2S, Не,

мического происхож

рождений

Аг, Н2

дения. Имеются • при

2) газовых место

сн4, n2, со2

ТУ, H2S, Не,

меси газов биохимиче

рождений

Аг, Н2

ского, радиоактивного

3) угольных место

сн4

со2, n2, H2S,

и воздушного проис

рождений

NH3, ТУ, Не, Аг

хождения

4) соленосных отложений

n2, н2, со2, сн4

H2S, ТУ

5) рассеянные

n2, сн4, со2

Н2, ТУ, H2S

IV. Газы океанов и мо

со2, n2

NH3, H2S, О2,

Газы биохимического

рей

Аг

(NH3, H2S, О2, частично СО2), химического (СО2, N2), радиогенного (Аг) и воздушного (СО2, N2, О2) происхождения

V. Газы метаморфиче

СО2, N2, Н2

СН4, H2S, Не,

Газы, кроме редких,

ских пород

Аг

- химического происхож- * дения

VI. Газы магматических

со2, н2

N2, H2S, Не,

Газы, кроме редких,

пород

VII. Газы вулканические:

СО2, Н2, SO2, НС1,

Аг; на больших глубинах SO2, НС1, HF

химического происхождения

Все газы, кроме редких, химического происхож

1) высокотемпера

N2, СО, NH3,

дения. Представляют

турные (из лаво

Не, Ar

собой измененные газы

вых озер и др.)

HF

верхней мантии с при

2) фумарольные

со2, н2,

n2, co, nh3,

месью газов располо

(100-200 °C)

H2S, so2

He, Ar

женных выше оболо

3) термальных ис

со2

n2, co, nh3, He, Ar

чек

точников

ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. КЛ4

Тип газов по условиям нахождения

Химический состав

Происхождение газа

Основные компоненты

Важнейшие примеси

VIII. Газы космоса

Н2, Н, Не

СО, радикалы СН, СН2, ОН, ионизированные атомы элементов

Все газы являются результатом ядерных, радиационно - химических и химических реакций

и промышленные. Генетические строятся по генетическому типу и уровню катагенетической преобразованности (степени углефикации) углей. Г. Потонье (1908), основоположник генетической К. у., подразделял угли по типу на гумолиты (Г), сапропе- литы и липтобиолиты. В настоящее время в СССР наиболее широко используется схема подразделения на гумиты (Г), с включением в эту группу и липтобиолитов, сапропели- ro-гумиты (СГ), гумито-сапропелиты (ГС) и сапропелиты (С). Гумиты включают четыре класса: гелитоли- ты, фюзеполиты, липоидолиты и микстогумолиты.

Первые три класса выделяются по преобладанию (^50 %) соответствующих микрокомпонентов над суммой остальных, а класс микстогумоли- тов — при отсутствии заметного преобладания микрокомпонентов какого- либо из первых трех классов над другими.

В существующих генетических К. у. подразделение групп ГС и С на подчиненные таксономические градации производится путем учета только гумусовых микрокомпонентов, а собственно сапропелевый материал фигурирует как единый микрокомпонент альгинит (бесструктурный коллоальгинит или сохранивший признаки структуры талломоальгинит) Обозначение «альгинит» не совсем точное, поскольку бесструктурное сапропелевое вещество включает продукты биохимической деградации не только водорослей, но и др водных организмов как растительного, гак и животного происхождения Во ВНИГРИ была предпринята по

пытка разработать классификацию сапропелевого РОВ в более дифференцированной форме (см. классификация рассеянного органического вещества) .

Шкала углефикации (катагенети- ческого преобразования) разработана детально только для гумусовых углей, но используется и для иных генетических форм ОВ. Шкала углефикации строится по свойствам витринитового материала, ведущий параметр — его отражательная способность в маслеRo (%),зарубежные схемы учитывают также цвет спор в проходящем свете и их флуоресцентные свойства (естественно, лишь до этапа углефикационного скачка, когда споры утрачивают эти свойства). Для углей низших градаций учитываются также гигроскопическая влажность, теплота сгорания и выход дегтя полукоксования, а начиная с газовых углей — выход летучих веществ. В разных схемах разграничение стадий углефикации не всегда точно одинаковое, но- общая картина близкая.

В СССР распространена шкала, основой которой послужили кларе- новые угли Донбасса. Выделяются угли: бурые (Б, с подразделением на подстадии Бь Б2, Б3 и БД), каменные— длиннопламенные (Д), газовые (Г), жирные (Ж), коксовые (К), отощенно-спекающиеся (ОС), тощие (Т) — и антрациты, включающие полуантрациты (ПА) и антрациты (А). В настоящее время практикуется замена указанных обозначений названиями стадий и подстадий катагенеза. Ниже приводятся наименования соответствующих градаций ч

присвоенные им индексовые обозначения, в скобках даны параллельные индексы и отражательная спо собность витринита в масле Ro 1 Протокатагенез ПК, включающий градации ПК1 (Бь до 0,3), ПК2 (Б2, 0,3—0,4), ПКз (Б3 + БД, 0,4—0,5) 2 Мезокатагенез МК, включающий подстадии MKi (Д, 0,5—0,65), МК2 (Г, 0,65—0,85), МК3 (Ж, 0,85—1,15), МК4 (К, 1,15-1,55), МК5 (ОС, 1,55— 2,00). 3. Апокатагенез АК, включающий подстадии AKi (Т, 2,0—2,5), АК2 (ПА, 2,5—3,5) и АК. (А, 3,5— 11,0).

Промышленные схемы К у. группируют угли по показателям, определяющим их технологические свойства. Для каменных углей построена Международная К у. (1956, Европейская экономическая комиссия ООН), классификационные параметры которой представлены в виде трехзначной кодовой системы, характеризующей: 1) степень углефикации (по выходу летучих веществ и теплоте сгорания), 2) спекаемость (по поведению в условиях быстрого нагревания — по методу Рога или по индексу вспучивания), 3) коксуемость (по характеру получаемого в условиях медленного нагревания коксового королька — по методам Оди- бера — Арню или Грея — Кинга)

В СССР для каждого каменноугольного бассейна существует своя юстированная схема промышленной классификации по технологическим маркам; параметры — выход летучих веществ и толщина спекающегося слоя V, а для слабо спекающихся углей — характер коксового королька. Для бурых углей классификация строится по их степени углефикации, определяемой влажностью, отнесенной к беззольной массе, и по типу угля, характеризуемому выходом первичного дегтя (смолы) полукоксования, вычисленным на горючую массу угля.

КЛИВАЖ — текстура, вид отдельности горных пород, вызванной сжимающими тангенциальными параллельными (относительно кровли и подошвы пластов) напряжениями; возникает в процессе формирования складчатых структур К. представляет собой систему сомкнутых парных поверхностей раздела, которые

при снятии напряжений делят породу на тонкие плоскопараллельные фрагменты (пластинчатая отдельность). Система парных поверхностей раздела появляется в породе при переориентировке длинных осей составляющих ее частиц перпендикулярно к вектору напряжений, а также при частичной перекристаллизации породы.

Различают два главных типа К — течения и скола. К. течения возни кает при большой пластичности породы и высоких напряжениях; он не сопровождается видимыми нарушениями сплошности породы (которые могут маскироваться также перекристаллизацией) и проявляется при снятии или уменьшении напряжений. К. скола возникает в более упругих породах и сопровождается некоторыми перемещениями отдельных фрагментов породы относительно друг друга по сомкнутым парным поверхностям раздела. Поскольку любые пластические деформации горных пород в конечном счете обус- ловлиг:к,.ся сколовыми деформациями кристаллических решеток минеральных частиц, постольку различие между К. течения и К. скола является только внешним, макроскопи ческим

По характеру соотношения осевых поверхностей складок и поверхностей раздела в слоях пород различают: К веерообразный прямой, при котором поверхности раздела в слоях расходятся над антиклиналями и сходятся под синклиналями; К веерообразный обратный; К. главный, при котором поверхности раздела параллельны осевой поверхности складки. По форме парный поверхностей раздела различают: К. плоскопараллельный и К S-образный. Последний возникает, когда поверхности раздела пластов пересекают горные породы с различными физическими свойствами, и заключается в изменении ориентировки парных поверхностей раздела. Это явление называется рефракцией К.

В складчатых областях К. используется для картирования складчатых структур, для изучения кинематики и динамики их формирования В платформенных областях К раз-

iiiiiiaeicn лишь в зонах проявлении диапиризма, периорогепных зонах и в зонах надвиговых дислокаций.

КЛИМАТОСТРАТИГРАФИЯ — раздел стратиграфии, использующий для расчленения и сопоставления разре- нж палеоклиматические реконструкции. Анализ литолого-фациальных особенностей пород и состава органических остатков служит основой пратиграфического расчленения и сопоставления разрезов. К. базируется на фиксации в разрезе отложений, которые сформировались в усло- пиях потепления или похолодания климата; в этом отношении К. является разновидностью ритмострати- графии. К- особенно широко применяется в геологии четвертичных отложений, где часто комплексиру- стся с палеомагнитными исследованиями и радиологической хронометрией.

КЛИНОХЛОР —см. хлориты.

КЛИФ-ХАУС ФОРМАЦИЯ (свита) — распространена в бассейне Сан-Хуан (США). Представлена песчаниками. Мощи, до 40 м. Относится к верхнему мелу (средняя часть серии Монтана). Промышленно нефтегазоносна. Является одним из двух основных продуктивных газоносных горизонтов на месторождении Блан- ко-Месавер 1;

КОАГУЛЯЦИЯ — процесс слипания коллоидных частиц в более крупные, способные самостоятельно перемещаться в растворе под влиянием силы тяжести. Процесс разрушения коллоидного раствора КОЙВЕНСКИЙ ГОРИЗОНТ — см кальцеоловые слои

КОКАЛИНСКАЯ СВИТА — распространена на Мангышлаке Сложена пестроцветными песчаниками, глинами, встречаются пропластки угля Мощн. 40 м, иногда до 100 м Охарактеризована пресноводными двустворками и растительными остатками. Возраст ранняя юра (тоар) Потенциально нефтеносна

КОКС НЕФТЯНОЙ —продукт термического разложения (при 505— 515 °C) нефти и остаточных нефтепродуктов (гудронов, крекниг-остат- ков, остатков пиролиза и т д.) К. н. представляет собой пористую твердую массу темного цвета; пл

14—1,5, с/н=1,1-?-4,0 Образование К н происходит по схеме

арены —► смолы —► асфальте-ны —> кокс —► графит.

Алканы и цикланы участвуют в коксообразовании не непосредственно, а через стадию образования аренов (ароматизацию). Выход К н. на исходную нефть составляет 15— 35 %. К. н. применяется в металлургии, производстве абразивов и огнеупоров, авиационной и ракетной технике, ядерной энергетике и т. д В природных условиях естественные образования, близкие по составу к К н, возникают в результате высокотемпературного воздействия на нефть и ее производные магматических интрузий

КОКСОВАНИЕ — процесс высокотемпературного (выше 800 °C) разложения (деструкции) разных видов ископаемого ОВ в бескислородной среде, приводящий к образованию газообразных (коксовый газ), жидких (деготь) и твердых (кокс) продуктов Техническое К- углей и нефтяных остатков применяется для металлургических целей. Жидкие и газообразные продукты К- используются как топливо и химическое сырье К углей и концентратов ОВ пород в стандартных условиях (коксовая проба) используется в лабораторной практике для приближенной оценки степени их углефикации (см. углеродный коэффициент) и для определения доли гумоидной составляющей (см. гумоидное вещество) в сапропелевом РОВ пород.

Лабораторное К. проводится при 850 °C в течение 7 мин. Уменьшение веса пробы после К., выраженное в процентах, соответствует выходу летучих веществ, разность между 100 % и выходом летучих веществ, вычисленная на органическую массу, представляет собой выход беззольного кокса (коксовое число). К. нефти и нефтепродуктов является одним из стандартных методов их техниче ского испытания (определение коксуемости). Коксовое число нефтей варьирует от следов до 9 % и выше, смол около 20 %, асфальтенов около 70 % Коксовое число нефтей дает

приближенное представление о содержании в них асфальтово-смолистых веществ 'Имеются данные о прямой зависимости между коксовым числом нефти и содержанием в ней азотсодержащих органических соединений

КОЛЕБАНИЯ УРОВНЯ МИРОВОГО ОКЕАНА — разномасштабные перемещения уровня вод Мирового океана в течение всей геологической истории, обусловленные изменением количества воды в океанических впадинах (гидрократические колебания) или емкости впадин (теократические колебания), в меньшей степени — накоплением осадков на дне морей и океанов (седиментоэвстазия) и изменением формы геоида (геоидаль- ная эвстазия). Наряду с собственно колебаниями уровня океана (относительно считающихся неподвижными континентальных выступов) в качестве единого сопряженного процесса рассматриваются одновременные поднятия материков относительно уровня океана и перемещения океана относительно континентов Гидрократические колебания вызываются или поступлением ювенильной воды в гидросферу, или перемещением водных масс из океана на континенты и обратно, в частности в периоды оледенений и межледниковий (гляциоэвстазия). В мезо-кайнозое обнаруживается тесная связь между развитием срединно-океанических хребтов, скоростями спредин- га, определяющими емкость океанических впадин, и геократическими колебаниями.

К. у. океана оказывают существенное влияние на гидродинамические и термобарические условия в осадочной толще па шельфах и прилегающей суше. В периоды регрессий происходит охлаждение недр, особенно четко выраженное в зонах развития многолетней мерзлоты, усиление подвижности подземных вод и их разгрузки, снижение пластовых давлений и, как следствие, интенсивное выделение газа из подземных вод в свободную фазу. При снижении уровня океана на 200—500 м из каждого 1 м3 подземных вод может выделиться 0,2—0,5 м3 газа Общепланетарные опускания уровня Мирового океана наиболее ярко про-

явились в новейшее (особенно в предакчагыльское) время.

КОЛ Л ЕКТО Р — горная порода, пласт или массив пород, которые благодаря своим коллекторским .свойствам обладают способностью к аккумуляции и фильтрации воды, нефти и газа. Основными классификационными признаками К. являются условия фильтрации и аккумуляции в них пластовых флюидов. По этим условиям К. делятся на простые (поровые и чисто трещинные) и сложные (трещинно-поровые и порово-трещинные). Чисто трещинные, трещиннопоровые и пброво-трещинные К. часто объединяют понятием «трещинные К.>, подразумевая, что фильтрация в таких К. при отсутствии в них трещиноватости была бы затруднена или невозможна Каждый из перечисленных типов К. связан с определенными типами горных пород и характеризуется своими особенностями стационарной, нестационарной и двухфазной фильтрации, а также приуроченностью пластового флюида к тому или иному типу пустотного пространства (табл. К. 15). Кроме того, К. классифицируются по проницаемости независимо от типа фильтрующих пустот. Наиболее удобно делить К.- на 5 классов (проницаемость,' мкм2): I — более 1; II — 0,1—1; III —0,01—0,1; IV —0,001 — 0,01; V — менее 0,001. По рентабельности промышленной эксплуатации К. делят на эффективные коллекторы и неэффективные.

КОЛЛЕКТОР ЭФФЕКТИВНЫЙ — коллектор, обладающий такими емкостными и фильтрационными свойствами, которые обеспечивают рентабельность промышленной эксплуатации месторождения в конкретных геолого-технических условиях. По мере развития техники, а также по мере освоения данного нефтегазоносного бассейна минимальные значения промышленно-рентабельных дебитов и запасов уменьшаются. Если не принимать во внимание величину промышленных запасов УВ в коллекторе, то можно пользоваться термином К. э, условно ограничивая его каким-либо единым для любых бассейнов значением проницаемости (например, 0,001 мкм2) или дебита (например, 3 .м3/сут жидкости при

Классификация коллекторов

ТАБЛИЦА КЛэ

Тип коллекторов

Особенности коллектора

Простые

|Сложные (смешанные)

Поровые

Трещинные

Чисто трещинные

| Трещинно-поровые

Порово-трещинные

Основной тип пустот, в которых находится пластовый флюид

Соотношение между межзерновой /См и трещинной Кт проницае- мостями

Пористость пг, проницаемость К и сжимаемость скелета породы 0, определяющие нестационарную фильтрацию

Особенности нефтеотдачи

Типы горных пород

Дебиты скважин

Часть мировых запасов УВ

Межзерновые поры

Кт<Км

m = mu к=км

0 = 0м

Трещины

КтЖм

пг = тт К = Кт 0 =0т

Межзерновые поры и каверны

Кт Км

пг = пгм

К = Кт

0 =0м

Межзерновые, обычно очень мелкие поры

КтЖм

m = пги К-КмА-Кт

0 = 0М + 0Т

Двухфазная фильтрации среде

Обломочные (обычно песчаники), реже органогенные, карбонатные

Различные, в контуре залежи равномерные

Весьма значительная

1 в однородной пористой

Разнообразные по составу породы фундамента, аргиллиты, многие карбонатные

Преобладают низкие (вплоть до «сухих» скважин) и на их фоне очень высокие

Ничтожная

Обмен воды и нефти (газа) между межзерновыми порами и трещинами

В основном карбонатные

Различные, в контуре залежи неравномерные

Значительная

Роль обмена воды и нефти (газа) между межзерновыми порами и трещинами сравнительно невелика

В основном черные сланцы

Высокие, неустойчивые, в контуре залежи крайне неравномерные

Небольшая

Примечание. Индексы «м» и «т» означают принадлежность параметров соответственно к межзерновым порам и трещинам.

депрессии па пласт 10 МПа). Доля К э. в составе коллекторов в разных нефтегазоносных комплексах колеблется в очень широких пределах (от первых процентов и даже долей процента до десятков процентов в зависимости oi состава коллекторов и степени их уплотнения) Как правило, с уменьшением доли К. э. в нефтегазоносном комплексе падают удельные запасы УВ.

КОЛЛИНИТ— см. ингредиенты гумусовых углей.

КОЛЛОАЛЬГИНИТ — микрскомпо нент ископаемого ОВ группы альгинита. К. — бесструктурное вещество, образовавшееся преимущественно из водорослей. Коллоальгиниту РОВ пород принадлежит ведущая роль в процессах нефтегазообразо- вания.

КОЛ Л О ИД — см раствор к? гло- идный

КОЛЛОФАН — минерал, скрытокристаллический апатит Тв. 3—4 Пл. 2,5—2,9. Главный компонент фосфоритов. *

КОЛОНКА ФОРМАЦИОННАЯ — вертикальная последовательность геологических формаций в разрезе из небольшом участке земной коры (в отличие от формационных рядов, характеризующих крупные геоструктуры) или в скважине.

КОЛЬМ— углеродистое образование не вполне ясного генезиса. По-види мому, принадлежит к природным битумам класса низших импсонитов или высших альбертитов Местное название (Швеция).

КОМЕТАН ФОРМАЦИЯ — распространена в Сев. Ираке. Представлена светло-серыми мергелистыми известняками Мощи до 50—70 м Относится к турону. Промышленно нефтеносна.

КОМПЛЕКС (в стратиграфии) — наиболее крупная стратиграфическая единица местных, реже региональных стратиграфических шкал. Объединяет отложения двух или более серий, в целом отвечающих крупному этапу в развитии какого-либо региона или его части Особенно широко используются в стратиграфии докембрийских образований (например, карельский, иотнийский К. протерозоя Балтийского щита) К обычно носят географические названия В силу

очень большого стратиграфическою объема К не имеют стратотипов Объемы К определяются путем суммирования стратотипов слагающих их свит и серий. К. могут делиться на подкомплексы.

КОМПЛЕКС ВОДОНОСНЫЙ —преимущественно проницаемая толща осадочных пород, заключенная между двумя региональными водоупорами (покрышками), характеризующаяся относительно однородными гидродинамическими, гидрохимическими и другими параметрами, отличными от параметров смежных К в. Совпадает по объему с проницаемой частью нефтегазоносного комплекса В верхних частях разреза при отсутствии верхней региональной покрышки возможно выделение незавершенного К. в. (например, верхнемеловая толща Вилюй- ской синеклизы). Примерами К. в могут служить юрская и меловая толщи Зап Сибири.

КОМПЛЕКС ГЕОСИНКЛИНАЛЬ- НЫЙ ГЛАВНЫЙ — совокупность осадочных и магматических геосин- клинальных образований ранней и средней стадий развития геосинклинали. Сложен породами групп формаций кремнисто вулканогенных аспидных андезитовых, граувакковых и глинистых, флишевых и др Выше кровли К. г. г. залегают позднегео- синклинальные формации нижней молассы, вулканогенной молассы, орогенные формации.

КОМПЛЕКС НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ (НГК) — мощная толща осадочных пород, развитая в пределах большей части нефтегазоносного бассейна над- регионального (реже субглобального) порядка, характеризующаяся относительной гидродинамической изолированностью и единством условий формирования нефтяных и газовых месторождений. НГК состоит из проницаемой части, содержащей скопления УВ, и региональной покръиики, обеспечивающей относительную изо- апроваппость комплекса сверху. Снизу НГК изолируется региональной покрышкой нижележащего НГК или породами фундамента (промежуточного комплекса) с резко пониженной проницаемостью. Латеральная изолированность НГК значительно хуже. Лишь в зонах регионального

выклинивания проницаемых тел при сохранении региональной покрышки существует относительная латеральная гидродинамическая изолированность НГК Единство условий формирования скоплений нефти и газа в пределах НГК обеспечивается гидродинамической взаимосвязанностью всей проницаемой части НГК и наличием единых главных источников УВ.

В строении проницаемой части НГК наряду с коллекторскими принимают участие слабопроницаемые породы, образующие субрегиональные, зональные и локальные покрышки. Внутри проницаемой части размещение скоплений УВ по разрезу и площади кроме тектонического строения НГК определяется. 1) характером распространения и особенностями состава и строения субрегиональных и других покрышек, 2) характером вторичных изменений пород. Закономерное уплотнение пород и возрастание их способности к растрескиванию приводят не только к ухудшению экранирующих свойств покрышек сверху вниз, но и к уменьшению эффективной емкости пород-коллекторов, что и обусловливает перераспределение УВ по разрезу проницаемой части НГК и переток их из одного НГК в другой

Нефть и газ могут генерироваться в самом НГК или быть генетически чуждыми ему. По этому признаку НГК подразделяются на первичнонефтегазоносные (именуемые иногда генерирующими или питающими) и вторично-нефтегазоносные (или принимающие) В первично-нефтегазоносных НГК наряду с обязательным присутствием нефтегазоматеринских свит могут находиться в достаточном количестве и хорошие породы- коллекторы, чю в совокупности обусловит обилие промышленных скоплений нефти и газа в таких комплексах Во вторично-нефтегазоносных НГК нефтегазоматеринские свиты обладают малой продуктивностью или вообще отсутствуют из-за малых глубин залегания и низкой степени катагенетической преобразованности РОВ Для таких НГК типичны высокие коллекторские и экранирующие свойства пород и большие объемы ловушек, богатство их

нефтью и газом находится почти в прямой зависимости от изолирующих свойств региональной покрышки нижележащего НГК

В большинстве нефтегазоносных бассейнов мира в пределах конкретных территорий по вертикали выделяются два НГК: нижний — первично-нефтегазоносный и верхний — вторично-нефтегазоносный. Относительно редки случаи выделения трех-четырех НГК на одной территории. В этих случаях, как правило, в силу большей уплотненности пород нижний НГК оказывается гораздо беднее верхних. Над верхним НГК, т. е. над верхней региональной покрышкой, выделяется аконсервационная зона, практически не содержащая промышленных скоплений УВ Анализ фактических данных по размещению залежей нефти и газа показывает, что в осадочных бассейнах мира на территориях, характеризующихся наиболее полными разрезами, мощность НГК обычно не бывает меньше 2 км и не превышает 4 км. КОМПЛЕКС ОРОГЕННЫЙ — совокупность осадочных и магматических формаций, образовавшихся в орогенный этап развития (порфировых, молассовых, платобазальтовых и др.). Залегает на складчатых структурах геосинклинали. В эпиплатформенных орогенных областях К. о. перекрывает гетерогенные образования, в том числе осадки платформенного чехла КОМПЛЕКС ОСНОВАНИЯ СКЛАДЧАТЫХ ОБЛАСТЕЙ — совокупность пород, составляющих фундамент геосинклинали. Выступает на земную поверхность в срединных массивах, ядрах антиклинориев; как правило, отделен от главного гео синклинального комплекса поверхностью несогласия. Отличается более высокой степенью метаморфизма и интенсивной складчатостью В некоторых специфических геосинклинальных областях (например, в Верхояно-Чу- котской) указанные комплексы разделены комплексом образований ква- зигеосинклинального развития (см. квазигеосинклиналь').

КОМПЛЕКС ПОГЛОЩЕННЫЙ — совокупность сорбированных ионов (обычно катионов Na+, К+, Н+, Са2+, Mg2+), входящих в состав коллоидных частиц кристаллических

Основные параметры газоны*

Газовые компоненты

Химическая формула

Молекулярная 5 масса

Плотность при нормальных услонн । (0° С; 0,1 МПа)

Абсолютная, кг/м3

Относительна« по воздуху

Гелий

Не

4,003

0,1785

0,1381

Аргон

Аг

39,944

1,7839

1,3799

Водород

н2

2,016

0,0899

0,0695

Азот

n2

28,016

1,2505

0,9673

Кислород

О2

32,000

1,4289

1,1033

Окись углерода "

со

28,01

1,2500

0,9669

Двуокись углерода

со2

44,011

1,9768

1,5291

Сероводород

H2S

34,08

1,5392

1,1906

Двуокись серы

so2

64,06

2,9263

2,2635

Вода парообразная

Н2О

18,016

0,768

0,5941

Метан

сн4

16,043

0,7168

0,5545

Этан

с2н6

30,070

1,356

1,049

Пропан

СзН8

44,097

2,0037

1,550

«-Бутан

С4Н10

58,124

2,703

2,091

Изобутан

(СНз)зСН

58,124

2,668

2,064

Воздух (сухой)

28,96

1,2928

1,000

веществ и располагающихся обычно на их поверхностях. Поэтому катионы, составляющие К. п., могут быть легко вытеснены или замещены другими катионами (или каким-либо.одним катионом), находящимися в растворе в избытке по сравнению с суммой поглощенных (обменных) катионов или обладающими большей активностью (см. обмен ионный) Состав К. п дается или в абсолютных значениях концентрации в породе катионов, способных к обмену, или в относительных единицах (в этом случае общее содержание поглощенных катионов принимается за 100 или за 1)

комплекс промежуточный (переходный) —совокупность горных пород, образовавшихся в переходную стадию от геосинклинального режима к платформенному; включает верхнюю часть молассового выполнения передовых и межгорных прогибов и внутренних впадин, не затронутых главной складчатостью; а также выполнение ранних авлакогенов, которые нс испытали складчатости и метаморфизма. Строение и мощно-

сти К. п. характеризуются чертами, свойственными как платформам, так и складчатым областям. На молодых платформах возраст К. п. колеблется от позднего палеозоя до ранней юры, на древних платформах — рифей- ский. Отложения К п. развиты в пределах грабенообразных прогибов, па приподнятых участках фундамента они отсутствуют. Слабо дислоцированные отложения К. п. перспективны на нефтяные и газовые месторождения. Их промышленная нефтегазоносность установлена на Зап - Сибирской плите„

КОМПЛЕКС СКЛАДЧАТЫЙ — совокупность всех осадочные, вулканогенных и интрузивных формации, возникших в период развития геосинклинали и претерпевших складчатость

КОМПОНЕНТЫ ГАЗОВЫЕ — вещества в составе природного газа, которые делятся на газы и пары. Газы — газообразные вещества (метан, этан, пропан, бутаны, азот и др.), которые при нормальных условиях находятся только в газообразном состоянии Пары — газообразные ве-

* iimihhihitob природных газов

ТАБЛИЦА К.16

Критические параметры

[Растворимость в воде (при 25° С;

1 к 0,1 МПа), 100 cmVcm3

Теплота сгорания (при 15,6 °C; 0.1 МПа), МДж/м3

<„!,■ К

ркр, МПа

УКр, см’/моль

Низшая

Высшая

6.19

0,2275

57,49

0,95

1 Г.0,65

4,865

74,74

3,40

—

—-

.13,20

1,297

65,02

1,91

10,17

12,07

120,20

3,400

89,46

1,59

—

—

1Ы.58

5,043

73,38

3,11

—

132,91

3,496

93,11

2,33

—

11,96

304,14

7,375

94,08

8,28

—

—

373,20

8,937

98,50

251,0

23,13

25,03

430,81

7,883

121,99

3514,0

—

—

647,30

22,048

56,01

—

—

—

190,53

4,595

98,54

3,39

38,93

37,70

305,36

4,873

147,05

4,53

60,76

66,42

369,78

4,246

200,35

3,66

87,81

95,26

425,09

3,790

254,15

2,97

115,53

125,51

407,95

3,640

256,73

1,98

137,77

149,05

132,45

3,766

93,42

—

—

—

щества (вода, пентаны, гексаны, ртуть и др.), которые в тех же условиях находятся как в газообразном, так и в жидком или твердом состоянии

По характеру взаимодействия с другими природными веществами, прежде всего с водой, К г. делятся на химически активные и пассивные Активные (СО2, H2S, реже NH3, SO2, НВг, НС1, HF и др ) хорошо взаимодействуют с водой, поэтому отличаются высокой растворимостью в ней и обнаруживаются в заметных количествах преимущественно в термальных водах. Пассивные (газообразные УВ, азот и др.) не взаимодействуют с водой в обычных условиях, обладают низкой растворимостью в ней и обнаруживаются почти во всех природных газах. По своим химическим свойствам наиболее распространенные в составе природных газов К. г делятся на три группы: кислые (СО2 и H2S), углеводороды (СН4, С2Не, СзНз, С4Н10) и инертные (N2, Не, Аг, Хе, Кг, Ne) Основные свойства К. г приведены в табл К 16.

КОМСОМОЛЬСКОЕ ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— расположено на севере Зап. Сибири в верховьях р. Пур, в 450 км к юго-востоку от устья р Обь Открыто в 1966 г. Находится в пределах Пурпейской межбассейновой территории, приурочено к Пякупурскому куполовидному поднятию на Северном своде. Промышленная газоносность связана с отложениями сеномана ^покурская свита). Газовая массивная высокодебитная залежь заключена в пластах песчаников с прослоями алевролйтов и глин Пласты гидродинамически связаны между собой и образуют единую ловушку, контролируемую глинистой покрышкой позднемелового — палеогенового возраста, общ мощи 750—1000 м Открытая пористость песчаников возрастает от крыльев поднятия к его сводовой части от 23—25 до 30—35 %, проницаемость— от 0,15—0,25 до 0,74— 1,06 мкм2. Дебит газа 800— 9060 тыс. м3/сут, высота залежи 120 м. ГВК незначительно наклонен в сев направлении Глубина залегания сеноманской залежи 850—

1000 м. В составе газа СН4 97,6 %.

КОНВЕКЦИЯ (конвективный перенос) — изменение во времени физических характеристик неоднородной жидкости или газа в данной точке вследствие перемещения , их масс Такими характеристиками' являются энергия (температура, давление), плотность, концентрация меченых частиц и т. п. К. играет заметную роль в различных геологических процессах, связанных с миграцией УВ, с перемещением растворенных в пластовых водах солей и газов, с динамикой тепловых потоков и т. д. Процессы К. необходимо учитывать при различных нефтепромысловых операциях (закачка в пласт горячей воды, вытеснение нефти газом или растворителем, закачка в пласт индикаторов и т. д), а также при всякого рода инженерно-геологических исследованиях

КОНГЛОМЕРАТ — сцементированная грубообломочная порода, на 50 % и более сложенная крупными, в разной степени окатанными обломками: гальками (1—10 см), валунами (10—100 см) и глыбами (>1 м). Выделяют К. базальные, залегающие с несогласием на более древних породах и в основном сложенные обломками этих пород, и К. внутри- формационные, которые наблюдаются в разрезах единой осадочной формации в виде прослоев, возникающих при подводных размывах либо в результате периодических поступлений грубого обломочного материала с близлежащей суши. К. фиксируют перерывы в осадконакоплении.

КОНДЕНСАТ — жидкий продукт сепарации подземных газов. К. пластовых газов представлен в основном жидкими в нормальных условиях углеводородами В высокотемпературных газовых струях зон активного вулканизма в составе К. преобладает вода. В промысловой практике имеют дело с К. углеводородного состава. В него входят преимущественно пентан и более тяжелые УВ алканового, цикланового и аренового состава. Плотность К. обычно не превышает 0,785, хотя известны разности с пл до 0,82 Конец кипения от 200 до 350 С

Различают сырой К, полученный при сепарации, и стабильный, полученный путем глубокой дегазации сырого К. Сырой К. содержит много газовых компонентов, особенно бутана. Стабильный К. практически представляет собой пентан и более тяжелые УВ Количество К. в пластовых газах выражается либо отношением его объема к объему сепарированного газа (см3/м3), либо величиной газового фактора Количество К., отнесенное к 1 м3 сепарированного (свободного) газа, достигает 700 см3.

КОНДЕНСАЦИЯ—1. Переход вещества из газообразного (парообразного) состояния в жидкое. 2 Химическая реакция соединения, протекающая с образованием новой связи с участием углеродного атома В отличие от полимеризации, К сопровождается отщеплением фрагментов реагирующих молекул. К. — один из основных типов реакций в промышленных и лабораторных процессах абиогенного синтеза УВ В природных условиях разнообразные реакции К. играют, по-видимому, важную роль в диагенетическом преобразовании исходного живого вещества в сложные структуры ископаемого ОВ. Так, процесс кетонной К жирных кислот

R1COOH + R2COOH —>—> R,—СО—R2 + H3O

можно рассматривать как один из путей возникновения ископаемых н-алканов с длинной (более С30) yi- леродной цепью Образование высокомолекулярных веществ в результате К нескольких (более двух).простых молекул называют поликонденсацией.

КОНДЕНСАЦИЯ КАПИЛЛЯРНАЯ — переход пара в жидкую фаз} в капиллярах. Происходит только при наличии в капиллярах смачи вающей жидкой фазы, имеющей па границе с паром вогнутые мениски Благодаря этому К. к осуществляется при тавлении пара, меньшем по сравнению с упругостью насыщенного пара, контактирующего с плоской поверхностью жидкой фазы К к. может иметь место в газоконденсатных залежах на гидрофобных

участках минеральных поверхностей капиллярных каналов при пластовом давлении, превышающем давление начала конденсации газоконденсатного раствора На гидрофильных участках, где мениски выпуклые, происходит не конденсация, а усиленное испарение Явление К. к. необходимо учитывать при анализе условий формирования газоконденсатных месторождений и при их разработке.

КОНДЕНСАЦИЯ ОБРАТНАЯ — см процессы ретроградные.

КОНКРЕЦИИ — различные по форме стяжения, состоящие из аутигенных. минералов и отличающиеся по составу от вмещающей осадочной породы Размеры их сильно колеблются, и по этому признаку выделяются микроконкреции, макроконкреции (собственно конкреции) и мегаконкреции (конкреционные линзы). Образуются из истинных или коллоидных растворов на всех стадиях литогенеза. Растут от центра к периферии (в отличие от секреций). Серии К. иногда объединяются в выдержанные горизонты Особый интерес представляют К., генетически связанные со скоплениями УВ (образованные на современных и древних ВНК, сформированные до заполнения ловушки нефтью и после пего и т. д), поскольку их изучение позволяет в некоторых случаях установить время формирования залежей, обнаружить древние ВНК, проследить эволюцию коллекторских свойств в продуктивной и водоносной частях пласта.

КОНКСКИЙ ЯРУС (горизонт) — региональный ярус, широко распространенный на юге СССР (Юж. Украина, Крым, Кавказ, Мангышлак, Устюрт, Зап. Туркмения). Стратотип у дер Веселянка (Украина). Представлен глинами, песками, ракушниками. Мощи до 80 м. Фауна моллюсков. Возраст конец среднего миоцена

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ —система крепления ствола скважины колоннами обсадных труб, обеспечивающая достижение скважиной проектной глубины, возможность ее исследования, изоляцию проницаемых горизонтов, осуществление запроектированных режимов эксплуатации

и максимальное использование пластовой энергии при добыче нефти и газа. К. с. характеризуется числом спущенных обсадных колонн, их размерами (наружный диаметр и длина) и местоположением интервалов цементирования пространства за колоннами. Для обоснования К. с. используют опыт бурения на сосед них площадях и результаты геологоразведочных работ.

Для крепления скважин применяются следующие типы обсадных колонн: I) направление — для предотвращения размыва устья, 2) кондуктор — для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции горизонтов с грунтовыми водами, установки на устье противовыбросового оборудования, 3) промежуточная обсадная колонна (одна или несколько) —для предотвращения возможных осложнений при бурении более глубоких интервалов путем крепления и изоляции вышележащих пластов, несовместимых по условиям бурения с нижележащими, при бурении однотипного разреза прочных пород обсадная колонна может отсутствовать; 4) эксплуатационная колонна — для изоляции горизонтов и извлечения нефти и газа из пласта на поверхность К. с. называется одноколонной, если она состоит только из эксплуатационной колонны, двухколонной — при наличии одной промежуточной и эксплуатационной колонн, и т. д.

КОНТАКТ ВОДОНЕФТЯНОЙ (ВНК) — условно выделяемая поверхность, отделяющая в нефтяной залежи зону полного нефтенасыще- ния от переходной зоны, в которой нефтенасыщенность с глубиной снижается, а водонасыщенность возрастает вплоть до 100 %-ной. Поверхность ВНК часто горизонтальная, но может быть и наклонной (см. контакты наклонныеУ, обычно она принимается плоской, но фактически имеет более сложный характер, определяемый неоднородностью коллектора в зоне ВПК. В трещинных коллекторах строение ВНК сложнее, чем в поровых коллекторах При естественной утечке нефти (и газа) из залежи или в процессе ее разработки поверхность ВНК постепенно (часто неравномерно по площади)

перемещается вверх, мощность переходной зоны увеличивается.

Ниже ВНК— в переходной зоне — в водосодержащих средах часто происходит биогенное (возможно, и абиогенное) окисление УВ. При этом образуются многочисленные кислые компоненты (органические кислоты, СО2, H2S и др), ответственные за раиворение и перераспределение минералов цемента и скелета пород- коллекторов. Вторичные изменения пород-коллекторов могут фиксироваться в образцах керна из прикон- тактовых скважин. Это позволяет проследить динамику перемещения ВНК и историю существования залежи.

КОНТАКТ ГАЗОВОДЯНОЙ (ГВК)- условно выделяемая поверхность, отделяющая в газовой залежи зон} полного газонасыщенпя от переходной зоны, в которой газонасыщен- ность с глубиной постепенно снижается до нуля. Поверхность ГВК обычно горизонтальная, но может быть и наклонной (см. контакты наклонные). На картах и разрезах поверхность ГВК изображается плоской, но фактически она имеет более сложный характер, обусловленный неоднородностью коллектора в зоне ГВК. При естественной утечке газа из залежи или в процессе ее разработки поверхность ГВК постепенно перемещается вверх В переходной зоне газовых и газоконденсатных залежей, так же как и в нефтяных залежах (см контакт водонефтяной), возможны изменения пород-коллекторов под действием окислит ельно-восстановигельных процессов

КОНТАКТ ГАЗОНЕФТЯНОЙ (ГНК)-условная поверхность, отделяющая в нефтегазовой залежи нефть от газа Мощность переходной зоны смешанного нефтегазонасыще- ния зависит от условий формирования залежи. При внедрении газа в чисто нефтяную залежь и оттеснении им нефти из верхней части ловушки мощность зоны остаточного нефтенасыщения, в которой содержание нефти достигает 30—40 % и более, может быть равна высоте газовой шапки

КОНТАКТЫ НАКЛОННЫЕ — водо нефтяные (ВНК) и газоводяные

(ГВК) контакты в нефтяных и газовых залежах, имеющие наклонную поверхность Наклон может быть обусловлен гидродинамическими или капиллярными силами, а также процессами тектонической перестройки ловушки Наклон контакта возникает при наличии градиента напора в одной из контактирующих фаз или при существовании разных по значению градиентов напора в каждой из контактирующих фаз. В первом случае движется лишь одна фаза, например подстилающая нефтяную залежь вода, во втором — обе фазы, но под действием разных сил, что имеет место при конусообразовании или высачивании нефти (газа) через замок ловушки. Направление гидравлического наклона контакта зависит от того, какая из соприкасающихся фаз движется контакт наклоняется в направлении движения более плотной фазы (вода под нефтью или газом) и, наоборот, поднимается в направлении движения более легкой фазы (газа или нефти над водой).

Наклон контакта определяется градиентом давления и соотношением плотностей контактирующих фаз и приближенно может быть рассчитан по формуле Хабберга — Савченко

vps / — градиент наклона контакта; dB, dH(n — плотность в пластовых условиях соответственно воды, нефти или газа, t — градиент напора в движущейся фазе

Наклон контакта в нефтяных и газовых залежах, вызванный естественным движением контурных (подошвенных) вод, обычно не превышает нескольких м/км, но иногда достигает десятков м/км. При одинаковом градиенте напора наклон контакта в нефтяных залежах всегда больше, чем в газовых. Если градиент напора изменяется вдоль контакта, то соответственно меняется и наклон контакта, т е на различных участках залежи наклон контакта может быть разным Это одна из причин искривления поверхности ВНК (ГВК).

Капиллярные силы влияют на положение контакта, обусловливая мощность переходной зоны. На тех

участках площади ВНК (ГВК), где с редкий диаметр каналов в коллекторе меньше, мощность переходной юны больше и граница зоны максимального нефте(газо) насыщения (т. е. поверхность контакта) расположена выше. Это явление изучено плохо По-видимому, подобное перемещение контакта не превышает 10, редко 20 м, а наклон — нескольких м/км.

К н, обусловленные тектоническими причинами, возможны лишь в залежах, содержащих в зоне ВНК вязкую, малоподвижную нефть (битум).

КОНТИНЕНТ — см материк

КОНТРАСТНОСТЬ СТРУКТУРЫ — отношение амплитуды структуры к ширине ее крыла Величина этого отношения является количественной мерой напряженности структуры. В нефтяной геологии К с используется как прогнозирующий показатель. На платформах К с выражает угол регионального уклона, а в складчатых областях и краевых системах косвенно характеризует степень складчатости в пределах крыльев региональных структур, которая влияет на условия миграции, аккумуляции и сохранности скоплений УВ. Между величиной К. с. и размерами месторождений УВ установлены эмпирические зависимости, позволяющие оценивать нефтегазоносность подвижных областей по К. с. (табл. К 17)

Соотношение К. с. и крупности месторождений зависит от тектонотипа и масштаба объекта. Запрещающие условия нефтегазоносности при наименьших значениях К. с. (до 220 м/км) наступают в краевых системах, где во внутренних крыльях распространены преимущественно надвиги, взбросы и шарьяжи, определяющие наиболее интенсивное тотальное сжатие пород и, следовательно, наихудшие условия для аккумуляции и сохранности промышленных скоплений УВ. В межгорных и внутренних впадинах, синклинориях и синклинорных прогибах породы часто дислоцированы не по надвигам, а лишь вдоль сбросов, что благоприятствует сохранности коллекторов и покрышек Поэтому в этих структурах даже при очень высоких

значениях К. с. (до 650 м/км и более) возможно образование промышленной залежи УВ.

С уменьшением К. с. (т. е. с уменьшением степени складчатости) в структурах любого типа и любого масштаба возрастает вероятность формирования крупных и крупнейших месторождений УВ. Прогнозирующее значение К. с. на платформах относительно невелико и вместо этого показателя чаще используется интенсивность тектонических структур.

КОНТУР НЕФТЕНОСНОСТИ (газоносности) — проекция на горизонтальную плоскость линии пересечения ВНК (ГВК, ГНК) с кровлей (внешний контур) или подошвой (внутренний контур) продуктивного пласта Часть залежи нефти (газа) в пределах внутреннего К. н. (г.) называется «зоной сплошного нефте- насыщения (газонасыщения) пласта». Неполнопластовая (водоплавающая) залежь имеет лишь внешний К. н (г.), так как подстилается подошвенной водой по всей своей площади. По мере отбора нефти (газа) К н. (г.) постепенно сокращается. При этом в пласте по всей площади контакта с водой формируется зона остаточного нефтенасыщения (газонасыщения). В тех случаях, когда образование зоны остаточного нефтенасыщения вызвано естественным сокращением объема скопления, ее мощность может достигать десятков метров. Зона остаточного газонасыщения сохраняется длительное время в редких случаях. Часто зону остаточного насыщения трудно отделить от переходной зоны.

КОНТУР ПИТАНИЯ СКВАЖИНЫ — условный контур, окружающий работающую скважину, за пределами которого можно пренебречь ее возмущающим действием (за этим контуром скорость фильтрации полагается равной нулю, а давление — равным пластовому). Радиус К п одиночной скважины, пробуренной в однородном изотропном пласте, обычно принимается равным 300— 500 м. Если рассматривается сетка работающих скважин, то их контуром питания следует считать контур, за которым скорость фильтрации равна нулю.

м 00м 00ТАБЛИЦА К.17

м 00

м 00

Влияние общей контрастности структур (К. с.) на распределение месторождений нефти и газа и на их крупность

К с, м/км

Мегапробинции (субглобальные объекты)

Провинции (надрегиональные объекты)

Области (региональные объекты)

Районы, зоны (субрегиональные объекты)

Краевые системы

Межгорные а внутренние впадины

Синклинории и синклинорные прогибы

Краевые системы

Межгорные и внутренние впадины

Синклинории п синклинорные прогибы

Краевые системы

Межгорные и внутренние впадины

Синклинории и синклинооные прогибы

Краевые системы

100

200

300-

400-

500-

600 -

Любые

Любые

Любые

Любые

Крупные, средние и мелкие

Крупные, средние а мелкие

Любые

Крупные, средние и мелкие

Любые

50

Отдельные средние и мелкие

85

Крупные, средние имение

85 Крупные, средние и мелкие

100

Отдельные крупные, средние и мелкие

100

170 Мелкие

170 Мелкие

170

Средние и мелкие

7/2207/7

Hl

У

'//А

280

Мелкие

300

Средние и мелкие

73267//

У/330/7/

330 Средние и мелкие

340

Мелкие

380

Мелкие

500

Мелкие

//

/. 650 < У/ ////ZV.

КОНУС ВЫНОСА ПОДВОДНЫЙ — конусообразная подводная аккумулятивная форма, образующаяся в устье подводного каньона и (или) крупной реки благодаря отложению турбидитов или дельтовых осадков, иногда достигающих мощн. 1000 м и более. Слабовыпуклая в осевой части и полого наклоненная к внешней границе поверхность К. в. п. обычно рассечена веерообразно расходящимися ложбинами, которые нередко сопровождаются прирусловыми подводными валами. Размеры К. в. п. определяются величиной твердого речного стока с континента Возраст современных К. в. п. миллионы — первые десятки миллионов лет. С К. в. п. связываются наибольшие перспективы нефтегазоносности континентальных подножий, так как к ним приурочены максимальные мощности терригенных отложений, сильно обогащенных поставляемым с континента РОВ.

КОНУСООБРАЗОВАНИЕ — явление образования водяного конуса на поверхности ВНК (ГВК) в призабойной зоне пласта работающей скважины, расположенной в пределах развития подошвенных (контурных) вод. Механизм К. гидравлически аналогичен механизму образования в залежах наклонных контактов. Высота конуса определяется депрессией давления у забоя скважины. Конус появляется всегда, но подошвенная вода в скважину начинает поступать лишь в том случае, если высота конуса превышает расстояние от нижних отверстий перфорации до ВНК (ГВК). К. осложняет эксплуатацию скважин, снижая их продуктивность из-за увеличения обводненности продукции. Основные меры борьбы с К. — регулировка режима работы скважины для ограничения депрессии забойного давления и изоляция подошвенных вод путем закачки в пласт цементирующих смесей.

КОНЦЕНТРАЦИЯ ВОДОРОДНЫХ ИОНОВ — см. показатель водородный.

КОРА ВЫВЕТРИВАНИЯ — комплекс горных пород, возникающих на суше в результате преобразования на месте различных материнских пород под воздействием факторов

выветривания. Наиболее мощные К. в. формируются в периоды пенепленизации. К. в фундамента на платформах нередко представлена относительно слабо сцементированными образованиями, которые могут включать залежи нефти и газа. К. в отмечает перерыв в осадконакоплении.

КОРА ЗЕМНАЯ — наружная оболочка твердой Земли, отделенная от верхней мантии поверхностью Мохоровичича, которая является сейсмической границей, где скачкообразно возрастают скорости продольных (иР = 7,8 4- 8,2 км/с) и поперечных (us = 4,4 4- 4,8 км/с) волн. К- з. имеет слоисто-блоковое строение В глобальном масштабе разрез К. з. подразделяется на две части: верхний — осадочный — слой, состоящий из неизмененных или слабо измененных осадочных пород (иногда с включением вулканогенных образований), и консолидированную кору, сложенную магматическими и метаморфическими породами. Глобальными латеральными неоднородностями являются континенты и океаны, различающиеся по типу и возрасту К. з. Возраст горных пород океанической коры не более 200 млн. лет; самые древние образования континентальной коры не моложе 3,7 млрд, лет

Мощность К з. океанического типа в основном 5—10 км. Ее осадочный (первый океанический) слой имеет ср мощи, первые сотни метров, и? = = 1,7 4- 2,3 км/с Консолидированная часть состоит из второго и третьего океанических слоев, имеющих соответственно мощн. 0,5—2 и 4—6 км и скорости 3,3—5,5 -и 6,5— 7,6 км/с. Второй слой в верхней части образован подушечными лавами толеитовых базальтов, в нижней — долеритами (комплекс параллельных даек). Третий слой представлен габбро (в самом низу возможно наличие расслоенных перидотитов).

К. з. континентального типа имеет мощн. от 25 до 65 км. Средние мощности (35—40 км) свойственны плитам древних и молодых платформ, минимальные — отдельным глубоким впадинам в их пределах, максимальные — молодым орогенам Осадочный слой с up = 1,8 4- 5,5 км/с имеет мощн 0--I2 км, в ср около 4 км

Консолидированная часть коры обычно подразделяется па так называемые гранитный (up = 5,5 4- 6,3 км/с) и базальтовый (иР = 6,4 4- 7,6 км/с) слои, граница между которыми (граница Конрада) не всегда опознается уверенно.

Современному уровню знаний лучше соответствует предложенная в 1980 г. Н. И. Павленковой и И. П. Косминской модель с выделением трех скоростных этажей (слоев) консолидированной коры. Верхний этаж с иР = 5,5 4- 6,4 км/с (модальное значение 5,8—6,0 км/с) характеризуется наклонно-слоистым строением. Промежуточному этажу с и? = 6,4 4- 6,7 км/с свойственны горизонтальная расслоенность и наличие прослоев с пониженной скоростью; к нему приурочено гораздо меньше коровых землетрясений, чем к верхнему. Нижний этаж имеет и? = 6,8 4- 7,7 км/с (модальное значение 7,0 км/с). В составе верхнего этажа преобладают гнейсы и грани- тоидные интрузии (от средних диоритов до сравнительно редко встречающихся собственно гранитов). Промежуточный этаж, вероятно, сложен такими же, но обладающими меньшей вязкостью породами. Нижний слой предполагается состоящим из гранулитов и амфиболитов среднего и основного состава, в нижней его части возможно наличие эклогитов. Мощности слоев консолидированной коры на платформенных плитах примерно одинаковы (10—12 км); для глубоких впадин характерно наибольшее сокращение верхнего этажа, для орогенов — разрастание верхнего или среднего этажа.

От внутренних районов континентов к их краям наблюдается общее уменьшение мощности К. з., происходящее в результате сокращения ее консолидированной части. В зонах перехода от континентов к океанам преобладают промежуточные типы коры — субконтинентальный и субокеанический. Мощн. коры промежуточного типа 8—25 км, доля осадочного слоя в разрезе обычно 40— 60 %. Субконтинентальная кора свойственна внешнешельфовым областям и континентальным склонам, а также островным дугам Субокеаническая кора развита в глубоководных

морских впадинах и на континентальных подножиях.

КОРРЕЛЯЦИЯ стратиграфическая — отождествление в сравниваемых геологических разрезах одновозрастных стратиграфических подразделений по их палеонтологическим и физическим характеристикам. Конечной целью К. с. является трассирование изохронных поверхностей по всем изучаемым геологическим разрезам. Методы К. с. делятся на две основные группы: биологические и физические. К биологическим относятся методы палеонтологического расчленения и сопоставления геологических разрезов, к физическим — методы расчленения и сопоставления разрезов по литологическому составу, по каротажным характеристикам (электропроводности, радиоактивности, плотности, акустической жесткости, намагниченности и др.) и по абсолютному возрасту. -

Биологические методы позволяют получать возрастные реперы- в теологических разрезах, но не дают возможности трассировать реальные геологические тела и ограничивающие их поверхности Физические методы (исключая методы абсолютной геохронологии) дают возможность коррелировать в геологических разрезах только тела с подобными физическими характеристиками (комплексы, свиты, пачки и пр.), но не позволяют решать вопросы о степени изохронности поверхностей, ограничивающих эти тела Вопросы отождествления стратиграфических подразделений по времени и вопросы изохронности трассируемых поверхностей решаются с помощью биологических (палеонтологических) методов и методов абсолютной геохронологии. Следует иметь в виду, что ни один из биологических или физических методов в отдельности не может обеспечить надежной корреляции. Лишь применение г комплекса методов позволяет добиться правильной корреляции Основными критериями правильности корреляции являются ее логичность и наличие практически подтвержденных следствий

Методологически К. с осуществляется двумя способами Первый заключается в непрерывном (или в почти непрерывном) прослеживании

от разреза к разрезу отдельных геологических тел (маркирующих горизонтов), обладающих устойчивыми по площади и хорошо изученными в опорных разрезах физическими и возрастными характеристиками.-Маркирующие горизонты должны фиксировать возможно более узкие возрастные интервалы. После трассирования маркирующих горизонтов остальные подразделения геологиче-. ских разрезов выше и ниже маркеров также получают определенную временную привязку. Второй способ заключается в возможно более полном и детальном расчленении всех, коррелируемых геологических разрезов на подразделения, имеющие исчерпывающие (на данной стадии изученности) палеонтологические и физические характеристики и привязанные к международной стратиграфической шкале. Привязка к международной шкале и является основанием для отождествления стратиграфических подразделений в коррелируемых разрезах. При этом надо учитывать также последовательность и характер сочетаний стратиграфических подразделений в разрезах, что позволяет выявлять возможные перерывы. На практике оба способа корреляции часто используются совместно

К. с. является основой всех геологических построений, а также основой прогноза размещения залежей полезных ископаемых, в том числе УВ.

КОРУНД — минерал, А12О3. Тв. 9 Пл. 3,95—4,4. Образуется в породах разного генезиса. В осадочных Породах аллотигенный акцессорий Весьма устойчивый (см. минералогия терригенная)

КОРУНДОФИЛЛИТ — см хлориты КОСТИНСКАЯ СВИТА — распространена на западе Сибирской платформы. Представлена доломитами; в средней части иногда присутствуют известняки, пестроцветные кварцитовидные песчаники и глинистые доломиты; в кровле залегают доломити- стые известняки Мощн. до 1500 м. Фауна трилобитов Относится к нижнему— среднему кембрию Содержит газовые залежи

КОТЛОВИНА — впадина округлой или изометричной формы.

КОУНСКАЯ СВИТА — распространена на Апшеронском п-ове, в Кабри- стане и в предгорьях Малого Кавказа. В нижней части сложена белыми мергелями, глинами, песчаниками; выше залегают глины, битуминозные сланцы, песчаники и алевролиты с прослоями доломитов и отбеливающих глин (гиляби); верхи разреза сложены глинами с прослоями песчаников. Мощн. от 200 до 850—900 м. Фауна планктонных фо- раминифер. Возраст эоцен.

КОШАИСКАЯ СВИТА — распространена в зап. части Зап. Сибири. Представлена темно-серыми аргиллитами с отдельными прослоями алевролитов и линзами известняков. Мощн. 10—50 м. Охарактеризована Лингу - лами, редкими фораминиферами, спорово-пыльцевыми комплексами. Возраст апт (?). Является субрегиональной покрышкой для пластов группы А.

КОЭФФИЦИЕНТ АНАЛОГИИ - степень несоответствия оцениваемого участка эталонному, выраженная количественно, при прогнозной оценке перспектив нефтегазоносности методом геологических аналогий. К. а. учитывает нефтегеологические различия оцениваемого и эталонного участков. Определяется на основе сравнительного анализа информативных и доступных для изучения на оцениваемом .участке факторов нефтегазоносности, таких как геотектоническое положение, мощность и фациальный состав продуктивных отложений, их литологические особенности и т. д. Как правило, К. а определяется экспертным или полу- экспертным путем; при большом числе информативных показателей может быть использован аппарат математической статистики. Ввиду многочисленности факторов, обусловливающих нефтегазовый потенциал недр,* и их изменчивости по площади и разрезу, а также недостаточной изученности оцениваемого участка точное определение К. а. на практике вызывает большие затруднения и результат оценки носит вероятностный характер.

КОЭФФИЦИЕНТ АНИЗОТРОПИИ— величина, характеризующая различие между электрическим сопротивлением слоистых сред в направлении, орто-

гональном к слоистости, и вдоль нее. Влияние анизотропии проявляется в том, что мощности горизонтов, определенные в результате интерпретации данных электрических зондирований, превышают истинные мощности в 10 раз. Различают макроанизотропию горизонта, объединяющего достаточно мощные пласты, например такие, которые можно выделить по данным электрокаротажа, и микроанизотропию пласта, объединяющего маломощные пропластки, не выделяющиеся по данным электрокаротажа.

КОЭФФИЦИЕНТ АРОМАТИЧНОСТИ— параметр характеристики гумусовых углей — отношение ароматического углерода к суммарному углероду в их ОВ В процессе углефикации возрастает от 0,65 у бурых углей до 1,0СГ у высших антрацитов КОЭФФИЦИЕНТ БИТУМОИД- НЫЙ—доля битумоида в РОВ, выраженная в %. Применяется несколько способов расчета*

содержание битумоида

рбиТ =в породесодержание СОрГ

в породе

(О

где числитель и знаменатель определяются аналитически,

содержание С в биту-

рСбит =моиде , 100

ьсодержание СОрг

в породе

(2)

где числитель определяется путем умножения содержания С в элементном составе битумоида на содержание битумоида в породе;

содержание битумоида

Ров ° П°Р^п10°»

содержание ОВ в по

роде

(3)

где знаменатель определяется путем умножения содержания Сорг в породе на содержание С в элементном составе ОВ, т. е на Сов Содержание Сов наиболее точно вычисляется при наличии данных о количественном соотношении и элементном со-

ставе всех балансовых статей РОВ— гуминовых кислот, битумоидов и нерастворимой части ОВ.

Величина р для сингенетичного РОВ зависит от его концентрации в породе, генетического типа и стадии катагенетической преобразованности. Для сапропелевого РОВ (при прочих равных условиях) значение р выше, чем для гумусового. Под воздействием факторов катагенеза коэффициент р для всех типов РОВ возрастает, что свидетельствует о процессах генерации подвижных компонентов в РОВ.

Обилие данных о содержании Сорг и битумоидов в породах и скудность сведений об элементном составе РОВ и отдельных его компонентов делают первый способ расчета Р практически наиболее применимым. Коэффициент р, рассчитанный для РОВ однотипных в литофациальном отношении пород, позволяет проследить харктер категенетических изменений РОВ в этих породах, выделить стадии катагенеза и те глубины, на которых р достигает максимальных значений, отмечая прохождение органическим веществом главной фазы нефтеобразования (ГФН) Массовые данные о значениях р используются при оценке потенциала нефтегенерации для различных типов РОВ.

КОЭФФИЦИЕНТ БРОМ-ИОД- НЫЙ — отношение брома к иоду в подземхны водах. Один из характерных параметров подземных вод нефтяных и газовых месторождений, позволяющий в ряде случаев относить воды к водам нефтяных месторождений при значении этого коэффициента меньше 30.„

КОЭФФИЦИЕНТ ВОДООБМЕНА — отношение годового расхода подземных вод, проходящих через данный пласт, к общему количеству вод ч в пласте.

КОЭФФИЦИЕНТ ВОДОПРОВОДИ- мости — показатель фильтрационных свойств пласта (не породы), который обозначается: а) в нефтеразведочной практике Knhjy, [мкм2Х Хем/(10 1 lla-c)]; б) в гидрогеологии кт (м2/сут), где Кп — коэффициент проницаемости; к — коэффициент фильтрации; h и т — мощность пласта; и — динамическая вязкость флю-

ида. По своему физическому смыслу К. в. выражает способность пласта мощностью к (или т) и шириной 1 см (или 1 м — в случае б) фильтровать флюид с вязкостью ц (или воду — в случае б) в единицу времени при напорном градиенте, равном 1. К. в. является основным параметром любых практических расчетов при проектировании эксплуатации месторождений нефти, газа, подземных вод (включая подсчеты запасов, вторичные методы добычи и т. д.) К. в. определяется опытным путем, для чего используются методы установившихся отборов, гидропрослушивания, восстановления давления и экспресс- методы.

КОЭФФИЦИЕНТ ГАЗОНАСЫЩЕН- НОСТИ — см. газонасьиценность.

КОЭФФИЦИЕНТ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ЗАКРЫТОСТИ — отношение минерализации подземных вод (мг/л) к глубине их залегания (м), используемое для характеристики степени связи водоносных горизонтов с поверхностью. Для этих же целей иногда используется бромный градиент, представляющий собой отношение содержания брома (мг/л) к глубине залегания подземных вод (м). Повышенные значения К. г. з. по сравнению с фоновыми могут рассматриваться как положительный показатель нефтегазоносности. В условиях аномально высокой минерализации пластовых вод (в солесодержащих разрезах) и, наоборот, при гидрохимической инверсии в разрезе (понижение минерализации на больших глубинах) приведенные выше отношения не могут служить показателями гидрогеологической закрытости.

КОЭФФИЦИЕНТ ДИФФУЗИИ — см. диффузия.

КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВИЛИСТОСТИ РЕК — в практике морфометрических работ это отношение длины прямой линии, соединяющей точки начала и конца выбранного отрезка русла, к истинной длине русла между этими точками.

КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ — отношение извлекаемого запаса к начальному геологическому запасу нефти (газа). Различают К и текущий — отношение накоплений добычи нефти (газа) на данный момент времени к начальному геологическому запасу, и

конечный, точное определение которого для конкретного месторождения может быть осуществлено лишь в конце его разработки. Величина К. и. зависит от режима эксплуатации залежи, литолого-физической характеристики коллекторов, свойств насыщающих флюидов, примененных методов интенсификации добычи и т. д. Для нефти этот коэффициент колеблется от 0,1 до 0,7 (при прогнозной оценке ресурсов в среднем принимается равным 0,35—0,4), для газа близок к единице (при оценке ресурсов принимается равным 0,85—0,9).

КОЭФФИЦИЕНТ МЕТАМОРФИЗАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ВОД —показатель, характеризующий изменение солевого (ионного) состава подземных вод в процессе их преобразования в естественных условиях. Представляет собой отношение (rCl—rNa)/rMg для вод, содержащих ион Mg2+, при rNa/rCl < 1, и отношение (rNa— — rCl)/rSO4 для вод, содержащих ион SO4", при rNa/rCl > 1 (классификация природных вод В. А. Сулина). Иногда под этим коэффициентом понимают лишь отношение rNa/rCl. (Буква г показывает, что содержание компонента выражено в эквивалентной форме: г-экв, мг-экв.)

Указанные соотношения ионов характеризуют степень отклонения состава подземных вод от среднего состава морской воды, для которой (rCl — rNa)/rMg = 0,58 и rNa/rCf= = 0,87. Различают «прямое» направление метаморфизации, когда значение rNa/rCl снижается, a (rCl — — rNa)/rMg растет и в воде накапливаются хлориды кальция, и «обратное» направление, когда значение rNa/rCl растет, а (rCl— rNa)/rMg [или (rNa — rCO/rSOJ снижается и в воде накапливаются гидрокарбонаты натрия. К. м. п. в. условен, поскольку не все подземные воды в отношении солевого состава берут свое начало от морской воды нормального состава.

КОЭФФИЦИЕНТ МЕТАМОРФИЗМА НЕФТИ — условный показатель, характеризующий по параметрам углеводородного состава фракции Се легких УВ нефти уровень катагенного преобразования генерировавшего ее РОВ пород. Численно выражается

отношением содержания «-гексана к сумме остальных насыщенных УВ С6*

/СМС6 = «-гексан/(цикланы С6 ++ изогексаны).

Значения коэффициента до 0,29 характеризуют нефти, генетически связанные со слабо преобразованным РОВ; 0,29—0,70 — с РОВ от слабо до среднепреобразованного; более 0,70— со среднепреобразованным РОВ. Как правило, низкие значения характерны для нефтей зоны молодой альпийской складчатости, залегающих в палеоген- -неогеновых отложениях.

КОЭФФИЦИЕНТ МОНОМИНЕ- РАЛЬНОСТИ — см коэффициенты минералогические.

КОЭФФИЦИЕНТ НЕФТЕНАСЫЩЕН НОСТИ (нефтенасыщен- ность) — 1. Коллекторское свойство горных пород, характеризующее содержание в ней нефти. К. н. измеряется отношением объема открытых пор горных пород, занятых нефтью в пластовых условиях, к общему объему этих пор. К. н. определяется для оценки запасов нефти и используется на конечных стадиях разведки месторождения и при составлении проекта его эксплуатации. Определение К. н.—сложная экспериментальная задача, так как при бурении скважины и при подъеме керна на поверхность фильтрат промывочной жидкости проникает в поровое пространство образца, вытесняя из него пластовую воду и нефть Поэтому для определения К. н. привлекают данные о водонасы- Щенности образцов керна, полученных при бурении с использованием промывочной жидкости на нефтяной основе и при немедленной их герметизации после подъема на поверхность Предполагается, что весь поровый объем пород заполнен лишь нефтью и водой, поэтому справедливо соотношение ^н= 1—^в, где &н и &в— нефте- и водонасыщенность исследуемого образца На нефтяных месторождениях £н = 65 4- 94 %; 2. Отношение объема нефти (газа), содержащейся в пласте в пределах всей ловушки или какого-либо более крупного объекта, к соответствующему объему пустотного пространства. Используется при подсчете запасов объемными методами.

КОЭФФИЦИЕНТ НЕЧЕТНОСТИ — показатель, характеризующий соотношение между концентрациями «-алканов с нечетным и четным числом атомов углерода в молекуле в определенном интервале гомологического ряда от Cis и выше. Числений К. н. определяется как отношение удвоенной суммы концентраций нечетных «-алканов ряда Сгл+i к сумме концентраций четных «-алканов рядов С2л и C2zH-2:

Кнеч = 2SC2n4-i/(SC2n + SC2^4-2).

Самые высокие значения К. н. характерны для «-алканов, выделенных из высших растений и ОВ современных осадков (для я-алканов С24—С32 соответственно 4—7 и 2,5—5,5). Для ископаемого РОВ по мере его ката- генетического преобразования К. н снижается от 3 до 1. Для нефтяных «-алканов значение К. н. близко к 1.

К. н. в области С24—С32, получив ший в англо-американской литературе наименование CPI (Carbon Predominance Index), применяется для приближенной оценки нефтегенерационного потенциала РОВ пород. Считается, что значения CPI больше 1,2 свидетельствуют о недостаточной зрелости РОВ и соответственно о его низком потенциале. Наиболее надежные результаты дает применение этого показателя к РОВ нижнепалеозойских отложений, не содержащих примеси остатков высшей растительности КОЭФФИЦИЕНТ ОБЩЕЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОДГОТОВКИ ЗАПАСОВ — отношение потенциального среднегодового экономического эффекта от выявления и разведки запасов нефти или газа к соответствующим затратам Поскольку цеп на запасы нефти и газа нет, при расчетах' рассматриваемого коэффициента (3) в качестве стоимостного базиса используют цены на сырую нефть, замыкающие затраты, цены на нефтепродукты или мировые цены Каждая из этих величин имеет свои достоинства и недостатки По методике ВНИГРИ

3 = (и - £ сЛ RqRKp + Кд +\1-р/

+ Кт + Кп),где Ц — промышленная ценность 1 тсырой нефти, представляющая собой

суммарную стоимость получаемых из этой нефти продуктов (в оптовых ценах промышленности), производство которых диктуется текущими или перспективными потребностями народного хозяйства, структурой внутреннего потребления и экспорта; ^ Ct (Z = рп) — суммарная себестоимость поисков и разведки Ср, добычи Сд, транспорта Ст и переработки Сп 1 т нефти; R — прирост запасов в оцениваемом периоде; КР, Лд, Кт> Кп — капитальные вложения на поиски и разведку, добычу, транспорт и переработку подготовленных запасов; q— среднегодовой темп отбора от подготовленных запасов (в долях единицы).

В случае ориентации при расчетах на замыкающие затраты 3 расчетная формула имеет вид

Э = (з - £ С,) RqKKn + Кд).

КОЭФФИЦИЕНТ ОБЪЕМНЫЙ ГАЗА— отношение объема газа в пластовых условиях к объему, который он занимает в нормальных условиях. К. о. г. величина безразмерная и определяется уравнением

0 = 3,78 • Ю-з z (273j5 + гпл)/рПл, где 7 — сжимаемость газа в пластовых условиях; рпл — пластовое давление, 105 Па; Тпл — пластовая температура, °C.

КОЭФФИЦИЕНТ ОБЪЕМНЫЙ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ — отношение объема пластовой нефти УПл к объему получаемой из нее сепарированной нефти Ист при стандартных условиях- b = Упл/Ист. Величина, обратная коэффициенту 6, представляет собой пересчетный коэффициент 0 = = 1/6, служащий для приведения объема пластовой нефти к объему сепарированной нефти при стандартных условиях, К. о п. н. вводится в формулы подсчета запасов нефти, в гидродинамические расчеты при проектировании разработки нефтяных месторождений и для определения усадки нефти. Изменение объема пластовой нефти в стандартных условиях происходит главным образом в результате ее дегазации Поэтому К. о п. н. наиболее высок Спо 1,5) для легких

газонасыщенных нефтей больших глубин и близок к единице для тяжелых дегазированных нефтей приповерхностной зоны гипергенеза

КОЭФФИЦИЕНТ ОКРУГЛЕННОСТИ — см. окатанность.

КОЭФФИЦИЕНТ ОСТАТОЧНОЙ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ — см. во- донасьиценностъ остаточная.

КОЭФФИЦИЕНТ подтверждаемости СТРУКТУР — отношение числа подтвердившихся при поисковом бурении структур к общему числу структур, подготовленных геофизиче- -скими и другими методами, и опоис- кованных глубоким бурением Подтвердившейся антиклинальной структурой, закартированной геолого-геофизическими методами, следует считать структуру, положение свода которой по перспективным отложениям не выходит за пределы наиболее глубокой замкнутой изогипсы, построенной по данным поисково-разведочного бурения Для ловушек сложного строения (в том числе неантиклинальных) подтверждаемость устанавливается в зависимости от результатов глубокого бурения ориентировочно с учетом геологических особенностей района (зоны) и ожидаемого типа ловушки К. п. с. используется для оценки качества геолого-геофизических работ, совершенства применяемых методов картирования структур и установления соответствия этих ме годов конкретным геологическим условиям поисков

КОЭФФИЦИЕНТ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ — количество нефти или газа, которое может быть добыто из скважины при создании депрессии давчения на ее забое 0;1 МПа Иногда К п с нефтяных скважин определяется как количество нефти, которое может быть получено при снижении ее статического уровня на 1 м

КОЭФФИЦИЕНТ ПЬЕЗОПРОВОДНОСТИ — показатель скорости . перераспределения давления жидкости (газа) в пласте или массиве горных пород. К. п. определяется по формуле х«(КЛ0Мж + рс)/ *

где ц — динамическая вязкость жидкости; К — проницаемость; m — пористость; рж и рс — коэффициенты сжимаемости жидкости и скелета (пор)

соответственно. В СИ х выражается в м2/с. К. п. является основным параметром в уравнении неустаповившейся фильтрации, которое позволяет решать задачи нестационарного движения жидкости в пласте с упругим режимом эксплуатации (разработки) месторождения. На основе решения этих задач предложены гидродинамические методы исследования пластов, с помощью которых определяют К. п. пласта, а также его пористость и проницаемость согласно приведенной формуле.

КОЭФФИЦИЕНТ СВЕРХСЖИМАЕМОСТИ ГАЗА — отношение объемов реального и идеального газов в одинаковых термобарических условиях К. с. г. характеризует степень отклонения сжимаемости реального газа от закона состояния идеальных газов, описываемого уравнением Клапейрона. При введении в уравнение Клапейрона К. с. г. оно в молярной форме принимает вид

pV = ZNRT>

где р— давление, Па; V — объем газа, м3; Z —- коэффициент сверхсжимаемости газа; N — число молей газа (N = Q(M; Q — масса газа, кг; М — молекулярная масса газа); R = = 8,31 Дж/(моль-К)—газовая постоянная, одинаковая для всех газов; Т — абсолютная температура, К. Учет К. с. г. необходим при подсчете запасов газа в газовых месторождениях, растворенного в воде, нефти и т. д. Иногда вместо термина К. с. г неправильно применяют термин «коэффициент сжимаемости газа».

КОЭФФИЦИЕНТ СЖИМАЕМОСТИ — относительное изменение объема вещества, вызванное изменением внешнего давления на единицу. К. с. Р (Па-1) определяется соотношением

Р = (-1/Ю (АУ/Ар),

где V — исходный объем, м3; ДУ — изменение объема, м3; Ар — изменение давления, Па К. с. зависит от температуры и давления. К. с. породы £п определяется ее структурой, минеральным и гранулометрическим составом; для инженерных расчетов обычно принимается рп = 0,14 4- -т- 0,17 ГПа-1. К с жидкостей (нефти рн, воды Рв) определяется их составом и газонасыщенностью. Нефти,

не содержащие растворенного газа, характеризуются низкими значениями рн — порядка 0,4—0,7 ГПа-1 Нефти, содержащие значительное количество растворенного газа, отличаются повышенным рн — до 14,0 ГПа-1. Коэффициент рн определяется по формуле

Рн^^-^^Ар),

где Ар — перепад между начальным и конечным (принятыми для расчета) давлениями; bk и b2 — объемные коэффициенты, определенные в лабораторных условиях для начального и конечного давлений. Более точное значение рн получают путем лабораторного испытания пластовой пробы нефти. К. с. подземных вод рв варьирует в пределах 0,37—0,5 ГПа-1, а при наличии растворенного газа увеличивается и может быть приближенно определен по формуле

Рв. г = Рв (1+0,055),

где рв г —К с воды, содержащей растворенный газ; рв — К. с. дегазированной воды; 5 — количество газа, растворенного в воде, м3/м3.

К. с. используется для решения различных задач подземной гидромеханики, и в частности, для оценки упругих запасов нефти и газа пластовых систем (см. коэффициент упругоем- кости пласта)

КОЭФФИЦИЕНТ СФЕРИЧНОСТИ — см. окатанность.

КОЭФФИЦИЕНТ ТРЕЩИНОВАТОСТИ — синоним понятия «пористость трещинная» (см. пористость горных пород).

КОЭФФИЦИЕНТ УВЕЛИЧЕНИЯ УДЕЛЬНОГО ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ПЛАСТА — отношение удельного электрического сопротивления нефтегазонасыщенного пласта рп к удельному сопротивлению этого же пласта при условии полного насыщения его пустотного пространства пластовой водой (рв п). Рассматриваемый коэффициент Рн показывает, во сколько раз увеличится удельное сопротивление водонасыщенного пласта, если его поры частично насыщать нефтью или газом. Этот коэффициент связан с коэффициентом водоиасыщенности £в (нефтегазонасы- щенности ^нг) соотношением

^н = Рп/Рв.п ” 1^в = V0 ~ ^нгЛ

где п — показатель смачиваемости, варьирующий от 1,8 до 3,5. Зависимость PH = f(£B) позволяет определять коэффициент нефтегазонасыщен- пости по данным электрокаротажа. &та зависимость устанавливается для отдельных районов и месторождений экспериментально по лабораторным данным.

КОЭФФИЦИЕНТ УГЛЕРОДНЫЙ — показатель степени углефикации ОВ пород, основанный на данных лабораторного коксования, углей или концентратов ОВ пород. Численно К. у. отвечает выходу (%) беззольного кокса на органическую массу углей или концентратов ОВ. По мере ката- генетического преобразования ОВ пород К. у. обычно растет. По Д. Уайту (1915), при К. у. менее 65—70 ОВ пород способно генерировать нефть, при К- у. более 65—70 — только газ. Поскольку выход" кокса зависит не только от степени углефикации, но и от других факторов (типа ОВ, степени преобразования в диагенезе и гипергенезе и т. д.), К. у. для прогноза нефтегазоносности в настоящее время используется редко (главным образом в зарубежной литературе). Как показатель степени углефикации К. у. вытеснен другими, более точными и более легко определяемыми, параметрами (например, Уг— выход летучих веществ, % на готовую массу; R — показатель отражательной способности витринита).

КОЭФФИЦИЕНТ УПРУГОЕМКО- СТИ ПЛАСТА — количественный показатель упругих свойств пласта, учитывающий как упругое расширение жидкости, содержащейся в породе, так и упругое расширение твердых частиц породы, вызывающее уменьшение объема пор. Коэффициент р* (Па-1) определяется по формуле Р* = /прж + Рп, где т — коэффициент пористости породы, доли единицы; рж и рп — коэффициенты сжимаемости соответственно жидкости и породы, Па-1. Используется для оценки упругих запасов пластовой системы по формуле АУ = Р*УДр, где АУ — упругие запасы пласта (количество жидкости, выделившееся из пласта в результате освобождающихся упругих сил пласта и жидкости), м3; У — объем пласта, м3; Ар — падение пластового давления, Па. Доля упругих за

пасов в извлекаемых запасах в зависимости от режима эксплуатации изменяется от долей % (при водонапорном режиме) почти до 100 % (при упругом режиме).

КОЭФФИЦИЕНТ УСТОЙЧИВОСТИ— см. коэффициенты минералогические*

КОЭФФИЦИЕНТ ФИЛЬТРАЦИИ — скорость фильтрации флюида при градиенте напора равном единице. Определяется вязкостью флюида и проницаемостью породы. Выражается в см/с и м/сут. Пески и песчаники имеют К. ф. воды 10—0,01, глинистые породы 0,001 м/сут и менее.

КОЭФФИЦИЕНТ ХЛОР-БРОМНЫЙ — отношение хлора к брому в подземных водах (обычно содержание С1 и Вг в мг/л). Характеризует гидродинамическую обстановку, степень гидрогеологической закрытости недр и условия формирования состава подземных вод бассейна. Для морской воды равен 300. В зонах замедленного водообмена и застойного режима происходит накопление брома и К. х.-б. становится меньше 300; в раскрытых бассейнах с водами инфильтрационного происхождения его значение намного выше 300. Пониженное значение К. х.-б. рассматривается как показатель возможной нефтегазоносности.

КОЭФФИЦИЕНТ ЭМИГРАЦИИ — см. эмиграция.

КОЭФФИЦИЕНТЫ МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ—применяются при палеогеографических реконструкциях для определения зрелости осадочных пород (т. е. степени их переработанности агентами выветривания) и обстановки седиментации. Коэффициент мономи- неральности представляет собой отношение устойчивых к химическому выветриванию породообразующих компонентов (кварц, кремнистые обломки) к количеству неустойчивых компонентов (полевые шпаты, обломки алюмосиликатных пород) в песчано-алевритовой фракции. Коэффициент устойчивости — отношение количества устойчивых при физическом и химическом выветривании минералов к количеству неустойчивых минералов в тяжелой фракции песчаноалевритовых пород. Максимальными значениями коэффициентов мономине- ральности и устойчивости обладают

породы высокой степени зрелости. Для определения обстановки осадконакопления применяются также другие коэффициенты, представляющие собой соотношения различных минералов тяжелой фракции. Так, для определения положения областей сноса используются петрофондовые коэффициенты— соотношения минералов, характерных для различных кристаллических пород (циркон/рутил; дис- тен/циркон и др.).

КОЭФФИЦИЕНТЫ ПРЕВРАЩЕНИЯ НЕФТИ — условные показатели уровня катагенетического преобразования нефти, основанные на представлениях о катагенезе как главном и наиболее универсальном факторе эволюции ее Состава и свойств от первичной тяжелой циклановой и арс- ноциклановой к легкой алкановой («метанизация» нефти). Наибольшее распространение получили следующие К. п. н •

А. Ф. Добрянского (1948) К = = B*Me((\00 d), где В —выход фракций до 150 °C, % на нефть; Me— содержание алканов в этой фракции; d— плотность нефти; значения К варьируют от 0,4—5,0 для слабопре- вращенных нефтей (Азербайджан, Сахалин) до 37 и более для высокопре- вращенных (Грозный, Майкоп);

А. Н. Резникова (1967) Пн = = А М3/Н4, где А, М, Н— содержание соответственно аренов, алканов и цикланов во фракции НК 200 °C;

А. Янга и др. (1977) С^/(Слг + 4* Ср -{- Сл), где C^, Ср, С л доли углерода, приходящиеся соответственно на циклановые, алкановые и ареновые структуры бензиновой фракции нефти;

А. Янга и др. (1977) (С3р4- 4-С<р)/(Ср 4” Сзр + С<р), где Ср, Сзр, С4р —доли углерода масляной фракции, приходящиеся на циклановые структуры соответственно с одним, тремя и четырьмя цикланами в молекуле

В настоящее время в связи с точкой зрения, что катагенез влияет не столько па параметры уьчеводородно- го состава самой нефти, сколько на параметры состава битумоидов, генерируемых РОВ пород, возможность использования К п н в их первоначальном смысле вызывает сомнение. Появились аналогичные показатели (ко

эффициент метаморфизма нефти), которые специально предназначены для оценки по составу нефтей степени катагенетического преобразования исходного РОВ пород.

КРАСНОЦВЕТЫ — см. окраска осадочных пород.

КРАТНОСТЬ ЗАПАСОВ — отношение текущих извлекаемых запасов нефти (газа) категорий А 4- В 4- Ci по состоянию на начало года к добыче нефти (газа) за тот же год К. з. выражается в единицах времени и характеризует состояние разведанных запасов и возможности развития пп- бычи. Оптимальной считается К. з. для нефти 25—30, для газа 20— 25 лет В разных районах и на разных стадиях освоения запасов К. з. может колебаться от 10 до 100 лет и более. В ориентировочных расчетах К. з. иногда используют для планирования прироста запасов. С К. з. связан показатель восполнения запасов— отношение прироста запасов за определенный период к добыче за тот же период. Эти два показателя используются при оценке народнохозяйственной эффективности геологоразведочных работ и при долгосрочном планировании.

КРАТОН — дорифейская платформа Выделяются К. погруженные — океанические платформы с маломощным гранитным слоем и К. поднятые — континентальные платформы с мощным гранитным слоем.

КРЕЙЗИ-БУЛ-МАУНТИН НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена в юго-вост, части штата Монтана (США), на крайнем севере Скалистых гор. Приурочена к межгорной впадине перед фронтом гор БерТут и Белт. Площадь бассейна 40 тыс. км2. Степень закрытости НГО средняя. Сев.-зап. и юго-зап границы образованы разломами, юго-вост граница — сбросовой зоной Фромберг. Менее резко выражена сев - вост, граница, где НГО соединяется с бассейном Уиллистон через обширное плоское поднятие, состоящее из двух куполов (Поркьюпайн и Биг-Сноуи).

В строении бассейна участвуют палеозойские отложения, залегающие па слабо метаморфизованных карбонатно-терригенных породах протерозоя, а также мезозойские и палеоген- неогеновые отложения объемом

140 тыс. км3. Палеозойские толщи (мощи. до 1600 м), триасовые (120 м) и юрские (240 м) сложены чередующимися песчаниками, аргиллитами, известняками и доломитами. Меловые отложения мощн. свыше 200 м представлены песчаниками и аргиллитами. Палеоценовые породы имеют мощн. около 150 м. В структуре бассейна выделяются следующие основные элементы: впадины Бул- Маунтин и Уитленд, поднятие Крейзи и прогиб Рид.

Нефтеносны песчаники мелового (свиты Фронтьер, Термополис, Дакотец Моррисон), юрского (Пайер), миссисипского (Киббей) возраста и известняки свиты Хит миссисипского возраста. Наибольшие запасы нефти открыты в пермских и пенсильванских отложениях, газа — в меловых. В бассейне выявлено более 30 месторождений, в основном нефтяных. Залежи нефти и газа большей частью пластовые сводовые, но имеются также стратиграфически и литологически экранированные. Большинство месторождений расположены в сев. приподнятой части впадины Бул-Маунтин. Здесь выделяются 3 антиклинальные зоны нефтегазонакопления: Кэт-Крик, Девис-Бейсин и Суматра К антиклинальной зоне Хоук в юго-вост, части впадины Бул-Маунтин приурочено 8 месторождений нефти. Несколько нефтяных месторождений выявлено в прогибе Рид. Нач. извл. запасы нефти НГО 45 млн. т, газа 30 млрд, м3, конденсата 5 млн. т. В целом бассейн еще недостаточно изучен.

КРЕМНЕЗЕМ — окись кремния, SiO2 Содержание К. в горной породе определяется содержанием в ней SiO2 по данным химического анализа независимо от того, образует окись кремния собственные минералы (кварц, халцедон и др.) или входит в состав других минералов (полевые шпаты, глинистые минералы и др.).

КРИВАЯ БОКОВОГО КАРОТАЖНОГО ЗОНДИРОВАНИЯ (БКЗ) — кривая зависимости кажущегося удельного сопротивления рк, измеренного комплектом зондов БКЗ, от длины зондов. В соответствии с тем, по каким значениям рк построены кривые БКЗ, различают кривые фактические, экстремальные и теоретические Фактическая кривая строится

по средним или оптимальным значениям рх, отсчитанным на каротажных диаграммах напротив пласта большой мощности (А ^ 16 dc> где dc— диаметр скважины). Напротив пласта небольшой мощности (А < 16 dc) отсчитывают максимальные или минимальные значения рк, по которым строят экстремальную кривую зондирования. Теоретические кривые строят на основании теоретических исследований и расчетов или путем моделирования с применением электроинтегратора Теоретические кривые сведены в палетки БКЗ (ЭКЗ).

Интерпретация кривой БКЗ заключается в сравнении ее с теоретическими кривыми и в отыскании среди них кривой, соответствующей интерпретируемой. Полагают, что интерпретируемой кривой отвечают те же параметры, что и теоретической На основании этого определяют удельное электрическое сопротивление пласта, а при наличии зоны проникновения — удельное сопротивление этой зоны, глубину проникновения фильтрата в пласт и характер проникновения (понижающее или повышающее).

КРИПТОГИПЕРГЕНЕЗ —см. гипергенез

КРИПТОЗОЙ (эозой) — общее название для архейских и протерозойских образований, продолжительность накопления которых составляет не менее 3,3 млрд. лет.

КРИСТАЛЛОГИДРАТЫ — кристаллические вещества, в структуру которых в виде самостоятельных единиц входят нейтральные молекулы Н2О. Количество воды находится в постоянном и недробном соотношении с количеством безводной составляющей (карналлит, каинит, гипс). К.особенно характерны для солей, причем многие из солей образуют несколько К. с разным числом молекул Н2О.

КРИСТОБАЛИТ — минерал, SiO2. Тв, 5—7. Пл. 2,22—2,29. Широко распространен в кремнистых породах, где образуется при раскристаллизации опала; кроме того, встречается в эффузивных и контактово-метаморфических породах.

КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ — признаки нефтегазоносности, положенные в основу классификации нефтегазоносных геологических объектов по степени их

перспективности. К. о. н. выбираются на основе эмпирических и теоретических закономерностей и обычно группируются по отраслям нефтегазовой геологии: тектонические (в том числе палео- и неотектонические), палеогеографические, литологические, геохимические и гидрогеологические.

Тектонические К. о. п. позволяют классифицировать нефтегазоносные объекты по условиям, в которых протекают процессы генерации, эмиграции, миграции, аккумуляции и разрушения УВ и их залежей. Эти критерии подразделяются на структурные, палеотектонические и неотектонические. Структурные К. о. н. дают возможность оценить современную структуру нефтегазоносного объекта Из них главными являются два* тектонотип объекта и объем осадочных горных пород в пределах объекта. Тектонотип дает суммарную оценку результата процессов, определивших нефтегазоносность объекта, а объемом осадочного выполнения определяется масштаб объекта. Классификации по этим двум критериям опираются прежде всего на статистические данные по большинству нефтегазоносных геологических объектов мира. В конкретных условиях того или иного региона кроме основных критериев при классификации нефтегазоносных объектов учитывают: степень и характер дислоцированности, соотношение положительных (преимущественно аккумулирующих) и отрицательных (преимущественно генерирующих) структур, время и масштаб последнего этапа прогибания, количество и мощность слагающих разрез комплексов, количество и тип несогласий и т. д

Палеотектонические К. о. н. позволяют классифицировать нефтегазоносные объекты по характеру йроцессов, сформировавших их современную структуру Из этих критериев главными являются два* максимальные глубины залегания слагающих разрез комплексов и соотношение морфологии унаследованных и новообразованных структур. Первый из них позволяет классифицировать нефтегазоносные объекты по генерационному потенциалу и времени формирования залежей, второй — по отношению к вероятным путям миграции и по вре-

мени переформирования залежей И i других палеотектонических критериев следует отметить: соотношение этапов прогибания и воздымания, время и продолжительность формирования поверхностей несогласий и разрывных дислокаций, характер и масштаб магматизма и т. п.

Неотектонические К. о. н. дают возможность классифицировать нефтегазоносные объекты по условиям сохранности и возможного переформирования существующих залежей УВ Основными неотектоническими критериями являются: абсолютные амплитуды новейших поднятий и интенсивность новейших движений. В районах с большими абсолютными амплитудами новейших поднятий существенно ухудшаются условия сохранности залежей УВ. Повышенная интенсивность новейших движений в целом приводит к ухудшению условий сохранности залежей. Вместе с тем в районах интенсивных поднятий падение пластового давления вызывает переход водорастворенного газа в свободную фазу и обусловливает возникновение новых залежей. Такие районы являются преимущественно газоносными. В районах новейших интенсивных погружений осадочный чехол обогащается как нефтью, так и газом, что связано с некоторым улучшением условий сохранности залежей и с генерацией дополнительных объемов УВ. Тектонические К. о. н. являются определяющими при подсчете прогнозных ресурсов объемно-генетическими методами.

Палеогеографические К о. н. дают возможность классифицировать нефтегазоносные объекты по условиям формирования осадочных разрезов Основными критериями являютбя: соотношение морских и континентальных отложений в осадочном разрезе и фациальная принадлежность пород- покрышек и пород-коллекторов в пределах объекта. Первый из этих критериев позволяет оценивать генерационный потенциал объекта, второй — морфологию и качество изолирующих и проницаемых тел в его разрезе Важными палеогеографическими критериями являются также: доля красноцветных отложений в осадочном разрезе, соотношение терригенных и карбонатных отложений, песчани-

liость терригенных разрезов и I А.

Литологические К. о. н. оценивают |прнзонтальную и вертикальную неоднородность разреза главным образом по фильтрационным свойствам сла- пиощих его горных пород. Вертикальная неоднородность позволяет расчленить разрез на комплексы, состоящие 1М проницаемой части и изолирующей ее покрышки. Горизонтальная неоднородность свойств этих - основных элементов комплекса определяет условия вертикальной и латеральной миграции флюидов, возможности аккумуляции УВ в залежи и условия их сохранности.

Главными из литологических Кон. являются следующие два критерия 1. Состав, особенности строения и степень уплотнения покрышек. Этот критерий позволяет оценивать степень вертикальной изоляции отдельных комплексов и всего осадочного разреза в пределах объекта, чем определяются богатство недр объекта, соотношение в нем нефти, газа и битумов, вероятность формирования крупных скоплений УВ, доля запасов разных УВ ц т. д. 2 Состав, особенности строения и степень уплотнения проницаемых частей комплексов. Этот критерий позволяет оценивать емкостный потенциал объекта, которым определяются запасы, вероятность Формирования крупных скоплений УВ (в том числе в зональных ловуш- мхх)> распределение запасов УВ по разрезу и т. д При классификации нефтегазоносных объектов на разных уровнях (региональном, зональном и локальном) указанные литологические К. о. н. могут иметь различное конкретное содержание. Литологические к. о. н. используются при подсчете прогнозных ресурсов объемными ме- I одами.

Геохимические Кон позволяют классифицировать нефтегазоносные объекты на региональном, реже зональном уровне по генерационному потенциалу, по соотношению нефть— газ в прогнозных ресурсах УВ. Основным геохимическим К. о н . является сложный критерий, совокупно учитывающий массу, концентрацию, тип и степень преобразованности РОВ (т. с. наличие и генерационные возможности нефтегазопроизродящих срит).

Геохимические К. о н используются при подсчете прогнозных ресурсов нефти и газа объемно-генетическим методом.

Гидрогеологические К о. н позволяют оценивать условия нахождения флюидов в нефтегазоносных объектах, оказывающие влияние на процессы миграции, аккумуляции и разрушения залежей УВ Различают гидрохимические и гидродинамические К. о н Гидрохимические К. о. н учитывают солевой состав подземных вод, состав водорастворенных газов и водорастворениого ОВ, величину и контрастность гидрохимических аномалии Гидродинамические К о и. учитывают степень закрытости недр, характер и длительность водообмена, характер, величину и контрастность гидродинамических аномалий.

В зависимости от задач, решаемых при оценке нефтегазоносности, и в зависимости от масштаба оцениваемых геологических объектов в качестве Кон используются различные сочетания признаков нефтегазоносности Чем уже -задачи и чем меньше объекты, тем все более частные признаки нефтегазоносности выступают в роли К о и. Для крупных объектов численные значения К. о. н. могут выбираться с учетом статистических данных по нефтегазоносным бассейнам мира По комбинациям качественных и количественных Кон. могут быть составлены дискриминантные уравнения или решающие правила для разграничения (ранжирования) оцениваемых объектов с помощью ЭВМ.

КРИТЕРИИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ— см. эффективность геологоразведочных работ

КСЕНОМОРФНЫЙ — термин, применяемый к минералам, которые не имеют кристаллографических очертаний из-за поздней кристаллизации и необходимости приспособиться к форме пустот, образованных ранее кристаллизовавшимися минералами.

КСЕНОТИМ — минерал, УРО4. Тв. 4— 5. Пл. 4,4—5,1. Образуется в породах разного генезиса. В осадочных породах аллотигенный акцессорий. Устойчивый (см. минералогия терригенная).

КСИЛОЛЫ (диметнлбензолы) — аре- НЫ СрНю, относящиеся к гомологиче-

скому ряду бензола Существуют три изомера К: о-К. (1,2-диметилбензол), Ткип = 144,4 °C; л/-К. (1,3-диметилбен- зол), Ткип = 139,1 °C; n-К (1,4-диме- тилбензол), Ткип = 138,4 °C. Кроме ксилолов к аренам С8Ню относится этилбензол (Ткип = 136,2 °C). Все четыре изомера обнаружены в бензиновых фракциях нефтей и во фракциях низкокипящих углеводородов РОВ пород, где они, как правило, располагаются в порядке убывания концентрации следующим образом: At-ксилол > этилбензол >о-ксилол > п-кси- лол. Повышенные концентрации этилбензола и о-ксилола по сравнению с содержанием термодинамически более устойчивого и-ксилола объясняются, по-видимому, спецификой исходного органического материала. Все арены С8, особенно этилбензол и п-кси- лол, являются ценным сырьем для производства синтетических волокон, термостойких пластмасс, каучуков, лаков и т. д.

КУЗНЕЦОВСКАЯ СВИТА — распространена в Зап. Сибири (за исключением Чулымо-Енисейской впадины) Представлена глинами серыми и зеленовато-серыми. Мощн. в ср. 20— 70 м. Фауна аммонитов, иноцерамов, фораминифер. Возраст турон — коньяк. Является основанием региональной верхнемеловой — палеогеновой покрышки

КУКЕРСИТ — горючий сланец среднеордовикского возраста Прибалтийского бассейна — глинисто-карбонат- ная плитчатая коричнево-бурая горная порода с высоким содержанием сапропелевого ОВ (от 25 до 65 %) и остатками морской фауны беспозвоночных Под микроскопом в ОВ различимы многочисленные овальные тельца, считающиеся остатками древнейших сине-зеленых водорослей. По качеству К. один из лучших горючих сланцев мира

КУЛОМЗИНСКАЯ СВИТА —распространена в центральной и юж. частях Зап Сибири Представлена темно-серыми аргиллитами В нижней части свиты залегает песчано-алевритовая ачимовская пачка Мощн. около 200 м. На северо-западе замещается низами мегионской свиты. Фауна аммонитов, двустворок и фораминифер Возраст берриас — ранний валанжин Промышленно нефтеносна в пределах

Васюганской НГО (нижнне пласты группы Б).

КУМОЛ — см. арены.

КУНГУРСКИЙ ЯРУС-распростри нен в Серднем Приуралье и на во стоке Европейской части СССР. Является одним из стандартных ярусов в типовой области развития пермской системы. Представлен известняками, доломитами, гипсами, ангидритами, которые замещаются на Урале терригенными отложениями Мощн. до 500 м. Фауна брахиопод, фораминифер, отракод. Является верхним (четвертым снизу) ярусом нижнего отдела пермской системы Промыш ленно нефтегазоносен в Тимано-Печор- ской провинции, Башкирии, Куйбышевской и Ориенбургской областях КУНДАИТ — твердый природный битум класса грэемита. Местное название (Эстония).

КУОНАМСКАЯ СВИТА — распространена на северо-востоке Сибирской платформы. Представена доманики- тами, известковисто-глинистыми и из- вестовисто-кремнистыми сланцами, мергелями, глинистыми известняками Мощн. 20—70 м. Фауна трилобитов Относится к нижнему — среднему кембрию (амгинский ярус). Концентрация Сорг в ср. от 0,1 до 1—3 %, для отдельных разностей пород — до 15—20%. Породы свиты и ее фациальных аналогов многие геологи относят к числу основных нефтепроизводящих толщ региона

КУПОЛ — антиклинальная структура округлой, изометричной или слабо удлиненной формы, длина которой не превышает ширину более чем в 1,5 раза

КУПОЛ СОЛЯНОЙ — купол с ядром из каменной соли, сформированный в результате проявления соляной тектоники. Состоит из соляного массива (штока) и надсолевой структуры, образованной куполообразно поднятыми над ядром породами, которые обычно разорваны сбросами. Форма К. овальная, круглая, неправильная, площадь до 100 км2, высота до нескольких км, углы наклона слоев до 60—70°. Различают К. с: 1) не- прорванные, в которых соляное ядро не прорывает надсолевой комплекс 2) прорванные, в которых соляное ядро прорывает надсолевой комплекс. 3) купола, в которых в результате

роста или общего регионального подъема надсолевые породы смыты эрозией и соляное ядро выведено на поверхность. Существуют и др. типы К. с. (неглубокие, глубокие и т. д.), определяемые условями их формирования. К соляным куполам часто приурочены месторождения нефти и газа. КУРСОВСКАЯ СВИТА — распространена в сев и сев -вост, частях Неп- ско-Ботуобинской антеклизы (Вост Сибирь) Представлена в нижней части песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов, в верхней части -- аргиллитами с прослоями алевролитов, песчаников, известняков, доломитовых мергелей и доломитов Мощн. изменяется с юга на север от 140 до 7 м. Охарактеризована акритархами и вен- домиями. Относится к венду. Промышленно нефтегазоносна.

КУРУА ФОРМАЦИЯ (свита)—распространена на северо-западе Бразилии. Представлена в нижней части черными битуминозными глинами с маломощными линзами алевролитов и песчаников (200—300 м), в верхней — пестроцветными глинами с пластами песчаников (60—250 м). Суммарная мощн. формации на севере Амазонского бассейна 330, в центре 430, на юге 100—110 м. Относится к девону. Промышленно нефтегазоносна. Продуктивные песчаники Баррейрас имеют мощн. 20—34 м.

КУТИКУЛА — тонкая плотная защитная пленка, покрывающая снаружи эпидерму растений (листья, молодые побеги) и состоящая в значительной мере из воскообразного вещества кутина, весьма устойчивого к химическим и термальным воздействиям, непроницаемого для воды. Это обеспечивает хорошую сохранность К в ископаемом состоянии в РОВ. Установлена специфичность строения К. многих видов растений, что резко повысило возможности палеоботанических исследований

КЫЗЫЛСЫРСКАЯ СВИТА — распространена в нижнем течении р. Вилюй (Зап Якутия). Представлена песчаниками с пачками аргиллитов в нижней и верхней частях разреза. Мощн 180—220 м Фауна двустворок, фораминифер, ракообразных В средней части разреза встречены отпечатки листовой флоры. Возраст ранняя юра. Промышленно газоносна

КЫНОВСКИЙ ГОРИЗОНТ —распространен на зап склоне Урала и на востоке Русской платформы Представлен глинистыми известняками и мергелями с прослоями глин и песчаников. Мощн. до 60—150 м. Фауна кораллов и брахиопод Возраст позд- ний девон (фран). Промышленно нефтегазоносен в Тимано-Печорской провинции, в Татарии, Башкирии, Куйбышевской области.

ЛАБРАДОР — см. плагиоклазы.

ЛАВРАЗИЯ— в мобилистской тектонике и палеогеографии материк, существовавший в позднем палеозое и начале мезозоя, объединявший современные континентальные блоки Северной Америки, Европы и Азии (без территории Индии и большей части Северо-Востока СССР). Раскол Л. происходил в мезозое, особенно в поздней юре и мелу, и привел к образованию сев. части Атлантического океана.

ЛАЙОНС ФОРМАЦИЯ — распространена в штатах Вайоминг, Колорадо, Небраска (США). Представлена песками, песчаниками, глинистыми сланцами, известняками, ангидритами Мощн. около 200 м. Относится к перми. Один из важнейших нефтеносных комплексов бассейна Денвер

ЛАК НЕФТЕГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено на юге Франции в 20 км к западу от р По. Открыто в 1951 г. Связано с крупным нарушенным сбросами поднятием на юж. борту Адурского прогиба, приуроченного к юж части Аквитанской НГО. Размеры 15 ХЮ км, высота до 500 м. Разрез представлен отложениями юрского, мелового, палеогенового и неогенового возраста; продуктивными газоносными являются породы верхней юры — неокома, нефтеносными — кампана.

Газоносные коллекторы сложены трещиноватыми известняками и доломитами и перекрывающими их черными

мергелями с линзами нефтеносных песчаников, образующими массивный природный резервуар. На размытой поверхности неокома залегает с небольшим угловым' несогласием карбонатно-терригенная толща апта. Глубина залегания газоносных пород 3300—5270 м. Состав газа (%): СН4 70, ТУ 5, СО2 9, H2S 17; содержание конденсата 25 см3/м3, пл. 0,825. Нач. доказанные запасы 250 млрд, м3; дебиты скважин до 1 млн. м3/сут На глубинах 620—680 м в 1949 г. выявлена небольшая залежь нефти пл. 0,924 с нач. доказанными запасами 0,7 млн. т, приуроченная к трещиноватым доломитам и известнякам кампана Годовая добыча газа 7 млрд м3, нефти 30 тыс т (1974 г.) ЛАКОТА ФОРМАЦИЯ — распрдстра- нена в штатах Вайоминг, Колорадо, Небраска (США). Представлена песчаниками, песками, иногда конгломератовидными глинистыми сланцами. Мощн. от 15 до 35—50 м Относится к нижнему мелу. Промышленно нефтеносна и газоносна в бассейнах Биг- Горн, ' Паудер-Ривер, Уинд-Ривер, Денвер.

ЛАМА НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— находится в Венесуэле, на акватории оз Маракайбо Открыто в 1937 г. Приурочено к антиклинали, осложненной разрывами. Нефтеносны палеоиеновые и олигоцен-миоценовые песчаные отложения, залегающие на глубине 2100—4350 м (основные запасы нефти сосредоточены на глубинах 2100—2535 м) Залежи пластовые сводовые, литологические и частично тектонически экранированные Нач извл. запасы 570 млн. т; пл. нефти 0,862; макс, добыча 16 млн. т (1971 г).

ЛАИС ФОРМАЦИЯ — распространена в штате Вайоминг (США). Представлена песками, песчаниками, глинистыми сланцами с прослоями углей. Мощн до 400—500 м. Относится к верхам верхнего мела. Промышленно нефтегазоносна в бассейнах Паудер- Ривер, Уинд-Ривер. Грин-Ривер ЛА-ПАС НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в Венесуэле, в Маракаибском НГБ; приурочено к нарушенной разрывами брахиантикли- нали. Открыто в 1925 г. Нефтеносны вывстрелые породы фундамента, меловые и палеоценовые отложения, со»

держащие всего 10 песчаных продуктивных пластов на глубинах 600— 2440 м Залежи пластовые сводовые, местами тектонически экранированные. Нач. извл. запасы нефти 226 млн т, пл. нефти 0,867.

ЛЕБЕДЯНСКИЕ СЛОИ —см. данко- во-лебедянские слои.

ЛЕБУ-АРАУКО ГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — занимает узкую полосу прибрежной части Чили (провинция Арауко), большей частью располагается в пределах шельфовой зоны Тихого океана, протягиваясь от Вальпараисо почти до Магелланова пролива. Промышленная газоносность установлена в 1968 г. Область связана с периокеанической впадиной. В районе Консепсьона на небольшом участке граничит с НГБ Продольной долины. При ширине 70 км и протяженности 2100 км охватывает площадь 65 тыс. км2; объем осадочного выполнения 130 тыс. км3. Мощн. отложений мезозоя более 1 км, кайнозоя более 3 км. По данным сейсморазведки на шельфе макс. мощн. миоцена и плиоцена 3 км. Основные перспективы связываются с отложениями мела, в которых открыто газовое месторождение Лебу, и эоцена-мио- цена, откуда получены промышленные притоки газа на месторождениях в пределах шельфа. Выявленные месторождения приурочены к антиклиналям. Бассейн изучен слабо.

ЛЕЙКОКСЕН — землистый агрегат вторичных минералов титана и гид- роокислов железа. Образуется при изменении других титанистых минералов (ильменита, сфена, титаномагне- тита и др) В осадочных породах аллотигенный и аутигенный, обычно встречается как акцессорный. Изредка, при обилии первичных минералов титана, образует значительные скопления в некоторых кварцевых песчаниках (см. минералогия терригенная). ЛЕЙПТИНИТ — группа микрокомпонентов ископаемого органического вещества, включающая споринит (остатки спор), кутинит (остатки покровных тканей листьев и стеблей), суберинит (остатки коровых тканей) и резинит (остатки смолы).

ЛЕЙЦИТИТ — см. породы изверженные.

Л ЕКТОСТРАТОТИ П — типовой разрез какого-либо стратиграфического

подразделения, выбранный после его установления в том случае, если автором этого стратиграфического подразделения не был указан его стратотип. Л. обычно выбирается из ряда характерных разрезов, указанных автором стратиграфического подразделения.

ЛЕКТОТИП (выбранный тип)—один из нескольких экземпляров типовой серии (синтипов), выбранный в качестве типового экземпляра таксона видовой группы после первоначального опубликования названия этого таксона.

ЛЕМАН ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— расположено в британском секторе Северного моря. Открыто в 1966 г. Связано с крупной структурой (29X8 км), располагающейся на моноклинали молодой Зап.-Евро- пейской платформы. Мощн. осадочного чехла в сводовой части структуры 2 км. Разрез чехла начинается отложениями карбона, перекрываемыми отложениями перми ^ротли- гендесау представленной преимущественно красноцветными песчаниками. Выше залегает соленосная толща верхней перми (цехштейна). Далее следует терригенная толща триаса с солями и ангидритами в верхней части разреза. Венчают разрез терригенные кайнозойские образования. Газовая залежь располагается в песчаниках ротлигендеса. Залежь пластовая сводовая, частично экранированная разрывом. Содержание У В в газе более 98 %, в том числе высших более 3,5 %. Нач. запасы 330 млрд. м3.

ЛЕНО-ТУНГУССКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — охватывает большую часть Сибирской платформы (за исключением системы мезозойских прогибов на сев. и вост, се окраинах, относимых к Хатангско- Вилюйской НГП). С запада и юга НГП ограничена рифейскими складчатыми сооружениями и выходами кристаллического фундамента (на Алданской антеклизе), с севера и востока — Енисей-Хатангским, Лено- Анабарским и Предверхоянским прогибами. Площадь НГП превышает 2,5 млн. км2, объем осадков 10 млн. км3

Осадочный чехол повсеместно залегает на архейско-нижнепротерозой-

ском' кристаллическом фундаменте В составе чехла выделяются рифей- ский, венд-среднепалеозойский и верхнепалеозойско-триасовый структурные ярусы, в свою очередь разделяющиеся на ряд подъярусов (венд-нижнепалеозойский, среднепалеозойский, верхнепалеозойский, триасовый). Макс Мощи чехла достигает 10 км в наиболее погруженных районах севера Тунгусской синеклизы; на Анабарской и Алданской аптеклизах на земную поверхность выведен кристаллический фундамент.

Многоярусное тектоническое строение НГП по вертикали и сильная дифференцированность тектонических движений по площади обусловили чрезвычайно сложный ее структурный план. Рифейский комплекс наряду с участками плащеобразного залегания и небольшой мощности выполняет ряд глубоких погребенных авлакогенов (Иркинеево-Чадо- бецкий, Уринско-Кемпендяйский, Уд- жинско-Суханский и др) и узкие зоны перикратонных прогибов вдоль рифейских складчатых сооружений на западе и юге Сибирской платформы.

Венд-нижнепалеозойский и среднепалеозойский подъярусы образуют сплошной платформенный чехол, с перерывом и угловым несогласием (в авлакогенах и перикратонах) лежащий на рифейских и более древних породах Эти подъярусы выполняют Саяно-Енисейскую и Эвенкийскую синеклизы и Палеовилюйский прогиб, слагают Непско-Ботуобин- скую, Анабарскую и Алданскую ан- теклизы Верхнепалеозойско-триасо- вый ярус с перерывом и азимутальным несогласием залегает на структурах предшествующего яруса, образуя наложенную Тунгусскую сине клизу, развитие которой заверши лось мощной вспышкой траппового магматизма.

Перечисленные особенности создают большое разнообразие условий нефтегазоносности как по вертикали, так и по площади НГП В зависимости от тектонического положения, числа и состава выполняющих или слагающих ярусов и подъярусов и других особенностей строения в пределах НГП выделяется ряд

НГО. Анабарская, Алданская, Неп- ско-Ботуобипская и Байкитская НГО приурочены к одноименным антекли- зам, Сев-Тунгусская, Саяно-Енисейская. Прибайкальская и Зап.-Ви- люйская НГО — к синеклизам и прогибам. Ряд НГО (Катангская, Ангаро-Ленская, Юж.-Тунгусская) занимают промежуточное тектоническое положение (седловины, региональные ступени).

Объединение всех названных НГО в НГП связано с развитием в ее пределах регионального венд-нижнекем- брийского нефтегазоносного комплекса. В центральной и юж частях Сибирской платформы на площади 1 млн. км2 этот комплекс содержит мощную (до 2 км) галогенно-карбо- натную толщу нижнего кембрия, которая является региональной покрышкой Подсолевая проницаемая часть комплекса разделяется субрегиональными покрышками на два подкомплекса — терригенный вендский и карбонатный венд-кембрий- ский. Основные перспективы и прогнозные ресурсы связаны с этими подкомплексами.

Базальный терригенный подкомплекс венда, представленный отло

жениями нижнемотской подсвиты и ее стратиграфических аналогов (табл Л 1), распространен на площади Непско-Ботуобинекой, Байкит- ской (частично), Саяно-Енисейской, Ангаро-Ленской, Катангской и Прибайкальской НГО и содержит ряд невыдержанных маломощных горизонтов песчаников, в пределах которых открыты Среднеботуобинское, Тас-Юряхское, Ярактинское, Собин- ское и др. нефтегазовые и газонефтяные месторождения. Среди залежей преобладают литологически ограниченные. Субрегиональной покрышкой терригенного подкомплекса являются терригенно-карбонатные отложения среднемотской подсвиты и ее стратиграфических аналогов

В вышележащем карбонатном подкомплексе венда — нижнего кембрия (верхнемотская подсвита и ее стратиграфические аналоги) установлен ряд регионально развитых горизонтов с промышленными притоками УВ. Сильная изменчивость коллекторских свойств карбонатных пород привела к преимущественному формированию здесь литологических залежей. В разрезе региональной соленосной покрышки выделяется ряд

ТАБЛИЦА Л 1

Схема соотношения свит^наиболее перспективных отложений Лено-Тунгусской НГП

1

1 " а

Свиты (мощность, м)

1 о

&§

0

Байкитская НГО

Непско - Ботуобинская (юго - зап часть) и Анеаро-Ленская НГО

Сев-вост часть Непско-ботуобинской НГО

•51 1

й 1 л

•а

i 5

Летнинская 200-250

Верхоленская 400-1000

Верхоленская 150-200

Костинская

1000-2000

Латвинцевская 200-300

Метееерская 50-90

•у

1

S

i

9Q

it

Ичерская 30-80

*№№ »о

Нарекая 200-250

%№" о

Олёкминская 130-160

Бельскаягх

350-400u

Толбочанская 300- 450

Усольская♦о

400-1200

Эльгянская 30-60

Юедеискаям гх

300-ЧОО

1'1

Платоновская 120-400

ШШПТ1Тгттттптп

Мотская 200-600хт

ггпттТЙш

Иктехская• о

150-600

Kfe

Курсовская* О

50-200

11 Г! 111111ГТ11 ГИИ I 1! 111 111 1

AR ^PR?^—

'\«гу

Нз-V

ф Нефть О Газ

карбонатных горизонтов, из которых получены притоки УВ. Вне пределов развития нижнекембрийской соленосной толщи (Сев -Тунгусская, Анабарская и Алданская НГО) карбонатные венд-нижнекембрийские отложения составляют единый перспективный комплекс, не изолированный или слабо изолированный от вышележащих отложений. Поэтому перспективы его ограниченные и связываются с намечающимися зонами улучшенных коллекторов (костинская свита в Сев.-Тунгусской НГО, возможные рифогенные породы в Анабарской и Алданской НГО).

В наиболее погруженных чаС1их НГП (Сев.-Тунгусская и Зап.-Вилюй- ская НГО) перспективный разрез наращивается ордовикско-среднепалеозойскими отложениями, в которых местами развиты девонские сульфатно-галогенные изолирующие толщи и установлен ряд проницаемых терригенных и карбонатных горизонтов. На севере Сев.-Тунгусской НГО в качестве перспективных рассматриваются и верхнепалеозойские терригенные отложения. На зап. и юж. окраинах Сибирской платформы (склоны Байкитской антеклизы, Прибайкальский прогиб) ограниченные перспективы связаны с рифейскими карбонатно-терригенными отложениями, из которых в единичных скважинах получены притоки нефти и газа. К 1984 г на территории НГП открыто более 15 газовых, нефтегазовых и газонефтяных месторождений и получены промышленные притоки нефти и газа более чем в 30 разрозненных скважинах, главным образом из подсолевых терригенных и карбонатных отложений ЛЕОНАРД СЕРИЯ (отдел)—распространена на Мидконтиненте (США). В Пермском бассейне объединяет преимущественно карбонатные породы — доломиты и известняки с прослоями песчаников и глин, общ. мощн. 900—1200 м. Относится к перми. Является одним из основных нефтегазоносных комплексов Пермского бассейна Мидкон- тинента.

ЛЕПТОХЛОРИТ — см. хлориты ЛЕУШИНСКАЯ СВИТА - распространена в зап половине Зап Сибири Сложена алевролитами серы

ми и темно-серыми, слюдистыми с подчиненными прослоями песчаников и аргиллитов. Мощн. до 250 м Возраст готерив — баррем — апт (?). Газоносна в Березовском районе.

Л И БОЛ Л ИТ — природный битум класса альбертитов Местное название (Ангола).

ЛИВЕНСКИЕ СЛОИ —см. евланов- ско-ливенские слои

ЛИГНИН — инкрустирующие вещества, образующие совместно с клетчаткой древесную ткань высших растений. Содержание Л. в деревьях 20—30 %, в травах и мхах 8—20 %. Наиболее высокое содержание Л. характерно для растительности тропической и субтропической ^пн.

В химическом отношении Л представляет собой высокомолекулярные соединения, основным структурным элементом которых являются фенилпропениловые звенья, соединенные простыми эфирными связями Л. и продукты его неглубокого преобразования содержат метоксилы (до 20 % в Л.; 1,1—3,6 % в торфе, 0,1 — 2,5 % в бурых углях), карбонилы и гидроксилы Элементный состав Л.: С 62—65 %; Н 5—6%. Наряду с липидами Л. относится к числу наиболее стабильных компонентов живого вещества. В аэробной среде Л. очень медленно разлагается под действием некоторых специфических организмов. Ископаемые продукты преобразования Л являются одними из основных компонентов концентрированных (гумусовые угли) и рассеянных форм ОВ пород гумусового типа — гумолитов

ЛИГНИТ — незпачителыто углефици- рованные ископаемые древесины (главным образом хвойных), встречающиеся в пластах бурых углей и в слабо метаморфизованных осадочных породах.

ЛИГРОИН — продукт прямой перегонки или переработки нефти, выкипающий в пределах 120—240 °C Пл. 0,760—0,795. Л. занимает промежуточное положение между бензином и керосином. Отбор этой фракции производится не всегда. Л. применяют в качестве тракторного горючего, как растворитель в лакокрасочной промышленности (фракция 165—200 °C, которая называется

уайт-спирит); гидравлической жидкости в некоторых приборах

ЛИДИТ — твердая, плотная черная кремнистая (SiO2 обычно больше 90 %) метаморфизованная осадочная порода с примесью глинистого материала и О В (чаще графита). ЛИМОНИТ — см. гидроокисям железа

ЛИНЕАМЕНТ—1. Очень крупный разлом или группа сближенных разломов планетарного значения Л. имеет выражение в рельефе, характеризуется линейным распространением вдоль него разрывов, складчатых структур, интрузий, вулканизма, рудопроявлений. Л. разделяют платформы, геосинклинали, складчатые пояса, континенты и океаны; они пересекают иногда по несколько крупнейших структурных элементов земной коры Л. являются результатом экстремальных геодинамических напряжений в Земле. Близкое понятие — разлом глубинный планетарный. 2. В геоморфологии прямолинейные элементы рельефа и растительного покрова, отражающие отдельные разломы.

Л ИНЗА — линзообразное (чечевицеобразное) тело внутри свиты или подсвиты, отличающееся по вещественному составу от вмещающих отложений. Линзовидную форму часто имеют отдельные продуктивные песчаные тела, например проницаемые песчано-алевритовые горизонты ачимовской пачки Здп. Сибири. Л. могут носить собственные названия ЛИПАРИТ — см породы изверженные

ЛИПИДЫ — 1. В широком значении — разнообразные компоненты живого вещества, неспособные растворяться в воде, но растворимые в неполярных растворителях (углеводородах, хлороформе, эфире и т. д ). Их иногда подразделяют на жиры и жироподобные вещества—липоиды, относя к последним различные по структуре, природе и биологическим функциям соединения (воски, терпены, стерины, фосфатиды и т. д.). 2. В узком значении — сложные эфиры карбоновых кислот и спиртов (так называемые истинные Л., подразделяемые в зависимости от природы спиртов на жиры и воски) и биологические вещества близкой к

ним природы (свободные кислоты, спирты, кетоны и углеводороды).

Синтез Л. осуществляется в организме по одному механизму. Их углеродный скелет представлен, как правило, линейными (неразветвлен- ными) цепями, содержащими четное число атомов углерода (преимущественно Си — Си). В среднем содержание Л. в живом веществе не превышает 10 % по массе, однако в простейших организмах (некоторые водоросли, зоопланктон) на их долю приходится до 20 %. Л. морских организмов содержат обычно больше углеродных цепей с ненасыщенными связями.

В составе Л. высшей наземной растительности больше доля Л. с длинными цепями (более С2з), выполняющих защитные функции и входящих в состав оболочек плодов, листьев и т. д (воски). Очень длинные цепи (более Си). иногда с одной или несколькими метильными группами, характерны для некоторых бактериальных Л. Для организмов одного и того же вида содержание и состав Л. меняются в зависимости от климатических условий: общее содержание Л. и доля ненасыщенных соединений в их составе обычно тем выше, чем ниже температура среды обитания.

Входящие в состав Л. карбоновые кислоты и спирты рассматриваются как основные предшественники ископаемых форм РОВ сапропелевого типа В современных осадках большая часть Л сохраняет растворимость в неполярных растворителях. В процессе диагенеза Л. почти полностью переходят в нерастворимое состояние, образуя основную массу керогена (полимерлипиды). По" современным представлениям, генера- ния жидких углеводородных продуктов в процессе катагенеза происходит главным образом за счет липидной составляющей керогена. Нераз- ветвленпые (нормальные) алканы, широко представленные в средних и высших фракциях нефти и би- тумоидов РОВ, часто рассматриваются как прямые хемофоссилии липидов липоидолиты — класс гумусовых углей, сложенных не менее чем на 50 % микрокомпонентами труп-

пы лейптинита (см. классификация углей и микрокомпоненты углей). ЛИПОИДЫ — см. липиды.

ЛИПТОБИОЛИТЫ — класс гумусовых углей, характеризующийся произошедшим в результате резко окислительного режима в диагенезе остаточным накоплением наиболее стойких компонентов углеобразующей флоры (оболочек спор, кутикулы, смоляных тел и пробковой ткани). Соответственно различают Л. споровые, кутикуловые, резинитовые и суберинитовые. По классификации Крыловой, Вальц, Любер и Гинзбург (1956), Л. относятся к классу липо- идолитов. По сравнению с другими типами гумолитов той же степени углефикации Л. отличаются повышенным содержанием водорода, повышенным выходом летучих веществ и дегтя полукоксования, пониженными значениями отражательной способности, показателя преломления и плотности. На стадии углефикационного скачка Л. утрачивают эти свойства в связи с разложением липидного материала, составляющего основу их лейптинитовых микрокомпонентов.

ЛИТВИНЦЕВСКАЯ СВИТА — распространена в юж. части Сибирской платформы. Представлена доломитами, доломитизированными мергелями. Для нижней части свиты характерны также полосчатые известняки, в верхней части разреза появляются пласты и пачки каменной соли. Мощи до 150 м. Фауна трилобитов. Возраст ранний — средний кембрий К основанию свиты приурочена верхняя часть келорского проницаемого горизонта, к ее верхней части — проницаемый «горизонт водорослевых доломитов».

ЛИТИФИКАЦИЯ — термин широкого использования, под которым понимаются все диагенетические и эпигенетические процессы, в результате которых несцементированный осадок превращается в осадочную породу с высокой и стабильной плотностью (происходит окаменение осадка). ЛИТОГЕНЕЗ — совокупность процессов образования и изменения осадочных пород. Различают 1) се- диментогенез — мобилизация вещееi в в областях сноса, их перемещение в водной или воздушной среде, окон

чательное осаждение терригенных, хемогенных и органогенных компонентов; 2) диагенез — превращение осадка в осадочную породу; 3) эпигенез— все изменения осадочных пород либо в процессе погружения до их превращения в метаморфические породы (прогрессивный эпигенез), либо в процессе подъема к земной поверхности, сменяющем погружение, до начала гипергенеза (регрессивный эпигенез); 4) гипергенез — изменения осадочных пород при поднятии, которые начинаются с появления в водах свободного атмосферного кислорода и кончаются полной дезинтеграцией породы, т. е. переходом к литогенезу новой осадочной породы.

Все перечисленные процессы происходят во взаимодействии с флюидами (водами, газами, нефтями), изменения состава которых в пустотном пространстве осадков и затем осадочных пород существенно влияют на характер Л, особенно на эпигенетические изменения пород. С этим связано выделение: а) стадиального эпигенеза как разновидности прогрессивного эпигенеза, происходящего без привноса вещества, только в результате взаимодействия с унаследованными от осадков поровыми водами при повышении давления и температуры; б) наложенного эпигенеза, который может проявляться и на прогрессивном и на регрессивном этапах эпигенеза при реакциях пород данной толщи с флюидами, поступающими в нее из внешних источников

Различные уровни стадиального эпигенеза осадочных пород характеризуются определенными количественными или качественными признаками (степенью уплотнения породы, уровнем преобразованности РОВ и т. д.), учет которых позволяет построить шкалы, показывающие ход последовательных изменений отдельных параметров пород в процессе эпигенеза. Такие шкалы называются шкалами катагенезах степень изменения соответствующих параметров— степенью их катагенеза, ряд последовательных этапов в ходе этих изменений — стадиями, подстадиями и градациями катагенеза.

ЛИТОКЛАСТЫ (песчаники литокластовые)— песчаники с высоким содержанием обломков осадочных горных пород (более 25 %), главным образом кремнистых и глинистых. Часто являются коллекторами нефти и газа (например, юрские отложения Зап Сибири). С глубиной пористость Л быстро уменьшается, причем тем быстрее, чем больше в них доля обломков глинистых пород, которые легко сминаются между жесткими зернами кварца и. кремнистых пород и по существу начинают играть роль глинистого цемента.

ЛИТОРАЛЬ — прибрежная полоса морского дна, осушающаяся во время отливов Л расположена между уровнем воды в самый низкий отлив и уровнем воды в самый высокий прилив Ее ширина может быть от нескольких метров до 10—15 км, глубина — не более первых десятков метров. Для Л. характерны: смешение признаков наземного и морского режимов, периодическое осушение дна, обилие света, высокая подвижность вод, резкие колебания температуры воды и солености, изменчивость отложений (от валунов до глин), линзовидный характер их залегания, обилие и разнообразие фауны. При захоронении осадков Л. возможно образование ловушек литологического типа

ЛИТОСТРАТИГРАФИЯ — раздел стратиграфии, использующий для расчленения разрезов и прослеживания выделенных литостратиграфических подразделений особенности вещественного состава осадочных, вулканогенно-осадочных и эффузивных толщ. Формально органические остатки используются в Л. лишь постольку, поскольку они дают дополнительную характеристику литостратиграфических единиц (например, свита криноидных известняков сменяется свитой мшанковых известняков). На практике, однако, прослеживание свит сходного литологического состава, установление границ свит в лигологически малоконтрастных сериях, выявление латеральных замещений свит и т. д. невозможны без их детальной палеонтологической характеристики Поэтому литостратиграфические исследования обычно

сопровождаются комплексными биостратиграфическими исследованиями

ЛИТОСФЕРА — верхняя твердая оболочка Земли, включающая земную кору (сиалическую оболочку) и отделенную от нее границей Мохоровичича верхнюю — жесткую — часть верхней мантии, которая без резкой границы переходит в астеносферу. Сверху Л. ограничена атмосферой и гидросферой, которые частично в нее проникают. Мощность Л., вероятно, колеблется от 50 до 200 км, в том числе мощность земной коры 30— 60 км под континентами и 5—10 км км под океанами.

ЛИТОТОП — среда, в которой происходит накопление осадков определенного типа. Например, Л. битуминозных аргиллитов баженовской свиты Зап Сибири — глубоководное море с пышно развитым планктоном и нектоном и с резко сокращенным привносом терригенного материала, Л. красноцветных песчаников Главного девонского поля — обширная аридная равнина и т. д. Л. . тесно связан с биотопом, и их совместный анализ является наиболее эффективным методом палеогеографических реконструкций.

ЛИТОФАЦИЯ — см. фация.

ЛИХВИНСКИЙ НАДГОРИЗОНТ— распространен на Русской платформе. Представлен известняками, в бассейне Печоры — с прослоями алевролитов и песчаников. Мощн. до 150 м. Фауна брахиопод и форами- нифер Разделяется на заволжский, малевский и упинекий горизонты Возраст ранний карбон (турне). Промышленно нефтегазоносен в Тимано- Печорской провинции.

ЛОВУШКА НЕФТИ И ГАЗА —некоторый объем горных пород, в котором изменение проницаемости в направлении возможного под действием силы гравитации движения нефти и газа обеспечивает их накопление и сохранение. Л. н. г. состоит из проницаемой в данных термобарических условиях для нефти и газа породы — коллектора и слабопроницаемой породы—покрышки. Препятствия движению нефти и газа* в пласте создают главным образом следующие причины.

1. Сводообразная форма изгиба пластов-коллекторов и пластов-покрышек. Нефть и газ занимают при- сводовую гипсометрически наиболее повышенную часть складки (залежь антиклинальная). 2. Выклинивание проницаемых пород и/или их замещение одновозрастными слабопроницаемыми (залежь литологическая). 3. Стратиграфический срез проницаемых пород более молодыми слабопроницаемыми под некоторым углом (залежь стратиграфическая под несогласием). 4. Примыкание (прилегание) проницаемых пород по восстанию к более древним слабопроницаемым по поверхности несогласия (залежь стратиграфическая над несогласием). 5 Контакт проницаемого пласта со слабопроницаемым (более молодым или более древним) по дизъюнктивному нарушению (залежь дизъюнктивно экранированная). 6 Запечатывание природным битумом головы проницаемого пласта (залежь самозапе читанная). 7. Гидродинамическое влияние встречного потока вод, оказывающего противодавление на мигрирующие нефть и газ или вызывающего наклон ВПК либо ГВК (залежь гидродинамически экранированная) В той или иной мере фактор противодавления вод создает препятствия движению нефти и газа в пласте во всех случаях, перечисленных в пунктах 1—5 Торможение движения нефти и газа вплоть до полного его прекращения может быть вызвано также изменением физических свойств нефти (увеличением ее вязкости) и газа (образованием газогидратов).

Препятствия движению нефти и газа в пласте чаще всего создаются одновременно несколькими причинами, действующими с разной силой Это приводит к образованию многочисленных комбинированных ловушек и залежей типа литолого-стратиграфических, антиклинально-литологических и т д. В современной практике Л. н г. являются основными объектами нефтегазопоисковых работ, хотя не каждая ловушка содержит скопление УВ промышленного масштаба. Различают ловушки продуктивные (содержащие промышленные количества нефти и газа) и пустые.

ЛОВУШКА НЕФТИ И ГАЗА АНТИКЛИНАЛЬНАЯ— см. залежь нефти и газа антиклинальная.

ЛОВУШКА НЕФТИ И ГАЗА АНТИКЛИНАЛЬНО - ДИЗЪЮНКТИВНАЯ — см. залежь нефти и газа антиклинальная ЛОВУШКА НЕФТИ И ГАЗА ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ — см. залежь нефти и газа гидродинамически экранированная.

ЛОВУШКА НЕФТИ И ГАЗА ДИЗЪЮНКТИВНО ЭКРАНИРОВАННАЯ — см. залежь нефти и газа дизъюнктивно экранированная.

ЛОВУШКА НЕФТИ И ГАЗА ЗОНАЛЬНАЯ— общий термин для обозначения литологических и стратиграфических ловушек. Употребляется редко.

ЛОВУШКА НЕФТИ И ГАЗА НЕАНТИКЛИНАЛЬНАЯ — см. залежь нефти и газа неантиклинальная.

ЛОВУШКА НЕФТИ И ГАЗА НЕСТРУКТУРНАЯ— см. залежь нефти и газа неантиклинальная.

ЛОВУШКА НЕФТИ И ГАЗА СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ — см. залежь нефти и газа стратиграфическая ЛОВУШКА НЕФТИ И ГАЗА СТРУКТУРНАЯ — см. залежь нефти и газа антиклинальная.

ЛОВУШКА НЕФТИ И ГАЗА СТРУКТУРНО - литологическая — см залежь нефти и газа антиклинальная

ЛОВУШКА НЕФТИ И ГАЗА СТРУКТУРНО - СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ — см. залежь нефти и газа антиклинальная.

ЛОВУШКА НЕФТИ И ГАЗА ТЕКТОНИЧЕСКИ ЭКРАНИРОВАННАЯ — см. залежь нефти и газа дизъюнктивно экранированная: ЛОЖЕ ОКЕАНА — элемент мегарельефа Земли, занимающий большую часть дна Мирового океана (53,7 %, или 193,8 млн. км2). Л. о. хребтами, валами и возвышенностями расчленяется на котловины. Л. о. характеризуется земной корой океанического типа, относительно невысокой сейсмической активностью.

ЛОПЯНЕЦКАЯ СВИТА — см. мени- литовая серия (свита).

ЛОС-АНДЖЕЛЕС НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ РАЙОН — расположен в Калифорнии (США), у берегов Тихого океана С севера его окаймляют

горы Санта-Моника и Сан-Габриэль, с юго-востока — горы Санта-Ана, с юго-запада — берег океана. К бассейну также относится неширокая полоса шельфа Размеры бассейна 60X80 км, площадь 4100 км2. Промышленное освоение ресурсов нефти и газа началось в 1880 г.

В тектоническом отношении бассейн представляет внутригеосинкли- нальную впадину, сформированную в неогене и антропогене Впадина выполнена верхнемезозойскими и кайнозойскими отложениями, несогласно залегающими на метаморфических сланцах и гранитах юрского и более древнего возраста (на востоке фундамент включает также и нижний мел) Породы фундамента обнажены в горном обрамлении впадины; внутри района они погружены на глубину до 10,7 км (в центральном прогибе Дауни). Внизу осадочной толщи залегают морские и континентальные терригенные отложения верхнего мела» палеогена и нижнего миоцена, общ. мощи 4,9 км. Эти отложения образуют нижний структурный комплекс, осложненный миоценовыми складчатыми движениями. Верхняя часть осадочной толщи несогласно залегает на нижнем структурном комплексе, а местами непосредственно па фундаменте Она представлена морскими и континентальными терригенными отложениями верхнего миоцена, плиоцена и антропогена. К ней относятся также и среднемиоценовые морские осадки, переслоенные вулканическими породами основного и среднего состава — базальтами, андезитами, туфами и туфобрекчиями

Основные тектонические структуры бассейна представлены крупными поднятиями и прогибами, осложненными разрывами 'надвигового типа Для всех них характерно сев.-зап простирание и ограничение на севере системой поперечных сбросо-сдвиговых разрывов Санта-Моника Крупные тектонические элементы осложнены локальными антиклинальными структурами Среди них различают складки облекания, возникающие в маломощном осадочном чехле; складки изгибания или сжатия, образующиеся в толще мощных осадков; приразломные антиклинали, сформи-

рованные в результате вертикальных движений крыльев разрывных нарушений

Основными продуктивными отложениями являются верхнемиоценовые и плиоценовые (свиты Репетто, Пуэнте и Пико). Небольшие скопления нефти обнаружены также в породах основания (метаморфические сланцы Каталина). Скопления нефти приурочены в основном к сводам антиклинальных структур, имеются также литологические и тектонически экранированные залежи. К концу 1980 г. в бассейне открыто 80 нефтяных и 2 газовых месторождения с нач. запасами нефти и конденсата 1170 млн. т и газа 140 млрд. м3. Добыто соответственно 970 млн. т и 116 млрд. м3. Из общего числа месторождений к крупным относятся 6, к средним 19 (Уилмингтон, Хантингтон-Биг, Лонг-Бич, Санта-Фе-Спрингс и др.).

ЛЮМИНЕСЦЕНЦИЯ — излучение (в частном случае свечение, фиксируемое визуально), которое возникает в результате отдачи возбужденными атомами или молекулами поглощенной ими энергии импульса и представляющее собой избыток над тепловым излучением тела при данной температуре, продолжающееся в течение времени, значительно превышающего период световых колебаний (^10-15 с). По способу возбуждения Л. различают фотолюминесценцию (возбуждение светом), радиолюминесценцию (проникающей радиацией), рентгенолюминесценцию (рентгеновским излучением), катодолюминесценцию (электронным пучком), электролюминесценцию (электрическим полем), хемилюминесценцию (в результате химических реакций), триболюминесценцию (трением), термолюминесценцию (нагреванием) и т. д. По длительности свечения различают флуоресценцию (наблюдается, пока длится возбуждение) и фосфоресценцию (после прекращения возбуждения длится от микросекунды до нескольких часов и даже суток).

Среди природных объектов способностью люминесцировать обладают многие минералы осадочных пород, битумоиды, нефти, природные битумы и др. вещества (см анализ лю-

минесцентно-битуминологический). На этом свойстве основаны многие виды люминесцентного анализа, из которых наиболее широко распространены те, в которых используется свечение, возникающее под воздействием ультрафиолетового облучения (фотолюминесценция), в видимой и ультрафиолетовой частях спектра.

ЛЯНТОРСКОЕ ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено в Тюменской области к северо-западу от г. Сургут. Открыто в 1966 г. Мезо-кайнозойские отложения имеют мощн. 3100 м. Нефтегазоносность связана с отложениями нижнего мела Мартовская свита) Месторождение приурочено к поднятию на зап. погружении Сургутского свода Структура 70 X 25 км имеет меридиональное простирание и оконтури- вается изогипсой — 2050 м при амплитуде 53 м. Залежи в коллекторах порового типа выявлены в трех пластах. Открытая пористость песчаников 24—28 %, проницаемость 0,08 — 0,35 мкм2. Пласты гидродинамически взаимосвязаны и образуют единую антиклинальную залежь массивного типа. Залежь нефтяная (высота 18 м) с газовой шапкой (35 м). Дебит нефти 70—164 м3/сут, газа 91,4— 760 тыс. м3/сут. Нефть алкано-цикла- новая, пл. 0,866, содержание (%): серы 0,85, парафинов 3,23, асфальтенов 1,7, силикагелевых смол 8,3. Газ газовой шапки метановый, содержание (%): ТУ 2,60—5,38, углекислого газа 0,35—0,44, азота 0,46—0,95

МАГЕЛЛАНА НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ (Южно-Предан- дийская)—расположена на юж. оконечности Американского материка, на территории Аргентины (провинции Санта Крус, Огненная Земля) и Чили (провинция Магальянес) Промышленная нефтегазоносность установлена в 1945 г. На западе

и юге НГП ограничена Патагонскими Андами, па востоке — массивом Десеадо и бассейном Мальвинас Приурочена к Предандийскому передовому прогибу и склонам Патагонской платформы. Вытянута с СЗ на ЮВ на 950 км и при средней ширине 450 км охватывает площадь 250 тыс. км2; объем осадочного выполнения 1375 тыс. км3.

Пологий и широкий платформенный борт к западу переходит в более узкую зону передового прогиба, осложненную двумя впадинами, в сев -зап из которых докембрийско- палеозойский фундамент, сложенный граиитоидами, гнейсами и сланцами, залегает на глубинах 9 км и более, а в юго-вост. — более 6 км. НГП выполнена отложениями мезозоя и кайнозоя, максимальные мощности которых отвечают наибольшим глубинам залегания фундамента В разрезе мезо-кайнозоя выделяют ряд нефтегазоносных комплексов, охватывающих отложения от юры до четвертичных. Установленная нефтегазоносность связана с отложениями юры (регионально нефтегазоносные), мела (основная нефтеносная толща) и палеогена — неогена.

В НГП открыто более 75 месторождений, приуроченных к брахиан- тиклиналям, разбитым сбросами; глубины залегания продуктивных горизонтов от 500 до 3300 м, залежи пластовые сводовые, часто с тектоническим, стратиграфическим и литологическим ограничением. Наиболее известные нефтяные месторождения в Аргентине Ла-Сара, Рио-Авилес, Сан-Гойо, Серро-Редондо, в Чили Манантьялес, Чанарчильо, Кульен, Трес-Лагос, Пунта-Дельгада-Эсте. МА Г МАТ ИЗМ — совокупность геологических процессов, активную роль в которых играют магма и ее производные (их образование, и перемещение, а также формирование за их счет различных геологических тел, пород и минералов). По условиям преобразования магмы в горную породу выделяют М. эффузивный (вулканизм, излияния магмы на поверхность) и интрузивный (плутонизм, внедрение магмы в толщу земной коры). По отношению к юолектони- ческим этапам развития земной коры выделяют три типа М • геосинкли-

нальный, орогенный и платформенный, каждый из которых характеризуется своими особенностями проявления и составом образующихся пород

На ранних стадиях гсосинклиналь- ного развития (период проявления начального М.) широкое распространение получают вулканические породы основного и реже среднего состава (базальты, диабазы, долериты и пр.), а также интрузии и дайки габбро, платогранитов и пр Для средней (зрелой) стадии развития геосинклинали характерны более контрастные вулканические образования (с преобладанием андезитов и анде- зито-базальтов) и распространение интрузий гранитоидов (гранитов, гранодиоритов и т. д). На поздней стадии геосинклинального развития возрастает роль кислых вулканических пород и крупных гранитных интрузий

В орогенный этап развития, непосредственно после проявления главной складчатости развивается суб- секвентный М. В этот период преобладают наземные вулканические образования порфировых формаций (главным образом липариты, дациты, андезиты, их' туфы) и гранито- идпые интрузии. На заключительном этапе орогенного режима проявляется финальный (конечный) М. Это почти исключительно эффузии базальтов, реже андезито-базальтов, андезитов, щелочных и кислых пород Породы финального М. относятся к группе платобазальтовых формаций, образующихся из магмы мантийного происхождения

Платформенный М. характеризуется основным и щелочно-основным составом пород, которые слагают трапповую формацию Значительно реже проявление в платформенных условиях кислого наземного вулканизма, а также образование интрузивных тел гранитов, габбро-норитов, габбро-диабазов и кимберлитов, слагающих трубки взрыва.

МАГНЕЗИТ — см. карбонаты

МАГНЕТИТ - минерал, Fe2+Fel*O4. Тв. 5,5—6. Пл. 4,8—5,3. Образуется в породах разного генезиса. В осадочных породах аллотигенпый ак- цессорий. Устойчивый (см минералогия терригенная).

МАГНИТОРАЗВЕДКА — геофизический метод изучения геологического строения земной коры и разведки полезных ископаемых, основанный на изучении геомагнитного поля. Предпосылкой применения метода является дифференциация горных пород по магнитным свойствам, что обусловлено их вещественным составом и условиями залегания М. применяется на всех этапах геологических исследований и включает в себя наземные, гидро- и аэромагнитные съемки, а также измерения в горных выработках (подземная М) и в буровых скважинах (скважинная М.) На стадии региональных исследований задачей М. является прежде всего изучение фундамента платформ: рельефа его поверхности, структуры, вещественного состава и т. п, а также магматических комплексов в осадочном чехле При поисково-разведочных работах М. используется для поисков локальных структур осадочного чехла и изучения их строения. Предпосылкой решения данных задач является отображение структур и их элементов в геомагнитном поле в виде смены его характера, интенсивности или наличия сответствующих аномалий.

Выявлены также возможности М при прямых поисках месторождений нефти и газа в ловушках различного типа. Это основано на различиях магнитных свойств скоплений нефтей, вод, газов и вмещающих пород Породы осадочного чехла вследствие малой намагниченности создают магнитные аномалии интенсивностью единицы и первые десятки гамм (нанотесла). Поэтому при поисково-разведочных работах применяется детальная (1:50 000 и крупнее) высокоточная магнитная съемка с использованием высокочувствительных квантовых магнитометров

МАДДИ ФОРМАЦИЯ — распространена в штате Вайоминг (США). Представлена черными сланцами с пластами песков и песчаников Мощи до 180 м. Относится к верхнему мелу. Промышленно нефтегазоносна в бассейнах Паудер-Ривер, Грин-Ривер, Ханка-Ларамийском.

МАЙДАМ-МАЗАМ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— находится в Катаре на акватории Персидского за-

лива, к северо-востоку от месторождения Идд-эль-Шарги, приурочено к солянокупольному поднятию 18 X X Ю км на борту синеклизы Руб- эль-Хали, осложненному разрывными нарушениями. Открыто в 1964 г. Осн. запасы приурочены к известнякам верхнеюрской свиты Араб (горизонты А, В, С, D), залегающей на глубинах 2020—2320 м; продуктивны также нижнемеловые отложения (апт). Залежи сводовые пластовые и массивные, разбитые на блоки разрывными нарушениями. Нач. извл. запасы нефти 271 млн. т (по др. оценкам 157 млн. т), растворенного газа 32 млрд. м3. Пл. 0,835. Макс, годовая добыча 8,6 млн. т нефти и 1,0 млрд, м3 газа (1971 г.).

МАЙКОПСКАЯ СЕРИЯ (свита) — распространена на Кавказе, в Предкавказье, в Причерноморской впадине, на Мангышлаке и на западе Средней Азии. Представлена темно- коричневыми неизвестковистыми глинами с прослоями и пачками песчаников и алевролитов, в нижней части разреза присутствуют мергели и известковистые глины Охарактеризована моллюсками, остракодами, фо- раминиферами, радиоляриями, отпечатками растений, диатомеями. Мощи До 3600 м Относится к олигоцену— раннему миоцену. Является одной из основных нефтегазоносных толщ в Крымско-Кавказской НГП (Прикаспийский, Кировобадский, Ставропольский районы, Кубано-Черноморская область)

МАК-МАРРИ ФОРМАЦИЯ (свита)— распространена на востоке провинции Альберта (Канада) в бас- сене р. Атабаска. Представлена грубозернистыми кварцевыми песчаниками озерного генезиса. Мощи до 60 м. Относится к нижнему мелу Содержит уникальную залежь битумов с извл. запасами до 80 млрд. т. МАКРОКОМПОНЕНТЫ ПОДЗЕМНЫХ ВОД — химические элементы и соединения, составляющие основу растворенного ионно-солевого комплекса подземных вод. Подразделяются на главные и второстепенные Главные определяют химический тип воды и основные ее свойства, образуются за счет наиболее распространенных в земной коре и наиболее растворимых природных соединений

В число главных входят анионы, хлор, сульфатный, гидрокарбонатный и карбонатный ионы — и катионы: натрий, калий, кальций и магний Второстепенные содержатся во всех подземных водах, но в количествах, обычно не превышающих первые десятки мг/л. Низкие их "содержания обусловлены тем, что они либо сравнительно мало распространены в земной коре, либо имеют слабую растворимость К ним относятся соединения азота (NH4, NOs, NO2), железа, кремния, алюминия, В определенных условиях второстепенные М. п. в. могут формировать специальные типы подземных вод и их характерные особенности Макрокомпоненты являются основной частью минерального состава подземных вод. в слабоминерализованных водах 90—95 %, в сильноминерализованных более 99 %.

МАЛИНОВСКИЙ НАДГОРИЗОНТ— распространен в Поволжье Представлен в нижней части аргиллитами с прослоями известняков и алевролитов, в верхней — алевролитами с прослоями песчаников, глин и угля Мощи 50—240 м. Охарактеризован брахиоподами, спорово-пыльцевымн комплексами Разделяется на елхов- ский и радаевский горизонты Возраст ранний карбон (визе). Промышленно нефтегазоносен в Куйбышевской области.

МАЛЛИК ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в Канаде в дельте р. Маккензи, приурочено к антиклинальной складке Открыто в 1972 г. Продуктивны песчаники нижнего мела, палеогена и неогена, обладающие высокими коллекторскими свойствами (проницаемость — единицы мкм2), залегающие па глубинах до 2500 м (мел) Залежи пластовые сводовые. Запасы газа 420 млрд м3 На глубинах 200—1100 м обнаружены также кристаллогидратные залежи.

МАЛОХЕТСКАЯ СВИТА — распространена в сев и сев.-вост частях Зап. Сибири. Представлена буровато- и светло-серыми песками и песчаниками с резко подчиненными прослоями и пачками алевролитов и глин, содержащих тасты бурого угля Мощи 170—460 м Охарактеризована спорово-пыльцевыми

комплексами Возраст (условно) бар- рем — апт. Промышленно газоносна в пределах Усть-Енисейской НГО. МАЛ ЬТА — вязкожидкий, вязкий, иногда твердый легкоплавкий асфальтовый битум, граничащий по составу и свойствам с тяжелыми высокосмолистыми нефтями. Пл. 0,965—1,03, Тразмяг = 35 4-40 С^ состав (%)• С 80—87; Н 10—12. Содержание масел 40—65 %; количество асфальтенов варьирует от 0,3 до 30—40 %, что определяет консистенцию М. Наиболее часто образуется при биохимическом и химическом окислении нефтей.

МАЛЬТЕНЫ— фракция асфальтовосмолистых веществ, растворимая в петролейном эфире и объединяющая две аналитические группы — слюды и масла.

МАЛЫШЕВСКАЯ СВИТА — распространена в сев. и сев -вост частях Зап. Сибири. Представлена светлосерыми песчаниками, серыми алевролитами с прослоями серых и темносерых, иногда углистых глин. Мощи 70—400 м. Охарактеризована аммонитами и фораминиферами (в отдельных прослоях), а также споровопыльцевыми комплексами. Возраст бат. Промышленно газоносна в пределах Усть-Енисейской НГП.

МАМОНТОВСКОЕ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено в Сургутском районе Тюменской области, к юго-юго-западу от г. Нефтеюганск. Открыто в 1965 г Мезо- кайнозойские отложения имеют мощи до 2950 м. Промышленно нефтеносными являются отложения нижнего мела — вартовская и мегионская свиты. В тектоническом отношении месторождение приурочено к складке на юж. периклинальной части Сургутского свода. По кровле продуктивных отложений вартовской свиты поднятие (15X33 км) имеет меридиональное простирание и оконтури- вается изогипсой —2395 м при амплитуде 80 м

Выявлено пять залежей на глубинах от 1920 до 2460 м. Все залежи с коллекторами порового типа. Открытая пористость песчаников 18— 22 %, проницаемость 0,113— 0,200 мкм2 По типу ловушек залежи относятся к антиклинальным, средняя залежь массивная. Режим

залежей упруговодонапорный. Все залежи нефтяные, с дебитом от 30 до 150 м3/сут (штуцер 8 мм). Нефть алкано-циклановая, пл 0,874—0,890, выход фракций до 300 °C 28,0— 33,5 %, содержание серы 1,3—1,62 %, парафина 3,34—3,65 %, силикагелевых смол 9,30—12,15 %, асфальтенов 2,31—2,69 %. В пластовых условиях нефть содержит в ср. 55 м3/т растворенного газа, состав которого (%)’ метан 53—90, ТУ 3—46, азот 0,5— 12,5, углекислый газ 0,3—3,1 % МАНИФА НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в Саудовской Аравии на берегу Персидского залива, между месторождениями Берри и Даммам в пределах Центральноаравийского поднятия; приурочено к пологой антиклинали 38Х XI4 км Открыто в 1957 г. Как и в соседних месторождениях, осп. запасы приурочены к известнякам свиты Араб позднеюрского возраста, обладающим высокими коллекторскими свойствами (горизонты А, В, С) Нефтеносны также известняки Ра- тави (неоком). Свита Араб залегает на глубине 2750—2800 м. Залежи сводовые массивные с газовыми шапками Нач. извл. запасы нефти 1,5 млрд т, растворенного газа 149 млрд. м3. Пл. нефти 0,887.

МАНСУРИ ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — см. Асмарийская группа газонефтяных месторождений.

МАНЯВСКАЯ СВИТА — распространена во внутренней зоне Предкар- патского прогиба Представлена флишевыми фациями, в основании залегают пестроцветные аргиллиты и песчаники, в средней и верхней частях — прослои и пачки песчаников Мощн. до 300—500 м. Фауна фора- минифер. Возраст ранний эоцен. Промышленно нефтеносна

МАОКОУ СВИТА — распространена в Сычуаньском бассейне (Юж Ки тай) Представлена серыми известняками и глинами (глины преобладают в нижней части разреза). Мощн 100—300 м. Относится к нижней перми. Промышленно газоносна.

МАРАЖО-БАРРЕЙРИНЬЯС НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ - расположена на северо-востоке Атлантического побережья Бразилии (территория Анапо, штаты Пара,

Мараньян, Пиауи, Сеара), протягивается ог г. Кайенна на севере (Гвиана) до г. Форталеза на юго-востоке Промышленная нефтегазоносность установлена в 1967 г НГП связана с пернконтинентальным склоном. На севере граничит с прибрежным Гвианским НГБ, на западе с Гвианским щитом и со Среднеамазонским НГБ, на юге с Бразильским щитом и НГБ Мараньяо, на крайнем юго-востоке— с Северо-Восточным прибрежным НГБ. Является самым крупным бассейном Атлантического побережья: протяженность 1250 км, ширина 500 км, площадь 527,2 тыс. км2, объем осадочного выполнения 4,22 млн км3. Недра изучены слабо На докембрийском фундаменте, глубины до которого более 13 км, залегает осадочная толща палеозоя, мезозоя и кайнозоя общ. макс, мощи более 15 км. Сводом Восточный Гурула бассейн разделяется на две НГО—Маражо и Баррейриньяс.

В континентальной части НГО Маражо, занимающей дельту р. Амазонка, выделяется впадина сев.-зап. простирания с глубинами погружения фундамента до 7 км; в акватори- алыюй части, разбитой многочисленными разломами на блоки, — ряд поднятий и впадин субширотного и сев.-зап. простирания, где фундамент залегает на глубинах до 15 км. НГО Баррейриньяс охватывает крупную впадину субширотного простирания, большая часть которой расположена в акватории, и две небольшие впадины в континентальной части (глубины погружения фундамента соответственно до 7,5 и 3,5 км). Нефтегазоносность открытых месторождений (Эспигайо, Сан-Хуан) приурочена к известнякам мела, залегающим на глубинах более 3,5 км Основные перспективы связываются с меловыми и кайнозойскими отложениями, в принципе перспективен весь разрез осадочного выполнения НГП. МАРАКАЙБО НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена в основном в Венесуэле (штаты Сулия, Фалькон), заходит крайними сев.-зап и юго-зап. частями в пределы Колумбии (департамент Сев. Сантандер). Промышленная нефтегазоносность установлена в 1917 г. НГО представляет собой межгорную впадину со

срединным массивом. На севере граничит с Зап.-Парагуанским НГБ, на северо-востоке с НГБ Токуйо-Бонай- ре, в сев.-зап. части примыкает к НГО Нижней Магдалены. Бассейн вытянут в сев.-вост. направлении на 510 км при ширине 225 км, площадь 80 тыс. км2. Объем выполняющих пород 400 тыс. км3.

На докембрийских и, возможно, палеозойских гранитах, гранитогнейсах, кристаллических сланцах фундамента с перерывом и угловым несогласием залегает толща мезозойских и кайнозойских образований, макс. мощи, которых соответственно 1500 и 2000 м. Мел представлен глинами, известняками, песчаниками, вышележащий разрез слагается преимущественно терригеннор! толщей с прослоями известняков и угля в палеоцене— эоцене и рифовыми известняками в олигоцене, миоцене и плиоцене. Перерывы разделяют мел-па- леоценовый, эоценовый и олигоцен- неогеновый литолого-стратиграфические комплексы. Поднятием, связанным с субширотным разломом, НГО разделяется на две впадины: южную— Маракаибскую, большей частью покрытую водами оз. Маракайбо, и северную — Венесуэльского залива. Глубины залегания фундамента в обеих достигают 9 км и более

Нефтегазоносность установлена по всему разрезу осадочного выполнения и в коре выветривания, а также в трещиноватых породах фундамента. НГО объединяет нефтегазоносные районы Боливар-Фалькон и Западный В пределах первого на территории Венесуэлы расположено уникальное нефтяное месторождение Боливар, являющееся одним из крупнейших в мире, с нач извл запасами 4,3 млрд. т. Оно связано с моноклиналью, осложненной разрывами, и представляет единую зону неф- тенакопления с месторождениями Тиа-Хуана, Ла-Самин, Лагунильяс, Бочакеро, Ла-Роса, Пунта-Бенитас, Амбросио, Пуэбло-Вьехо. Залежи литологически, стратиграфически и тектонически ограниченные, установлены по всему разрезу мела — миоцена, залегают на глубинах 160—4500 м; в разрезе выделено 325 продуктивных горизонтов Наиболее крупными нефтяными месторождениями являются

«Лама (1957) и Ламар (1958), связанные соответственно с осложненными разрывами антиклиналью и гомоклиналью, залежи пластовые сводовые, тектонически и стратиграфически экранированные, залегают на глубинах 2100—5200 м.

В Западном нефтегазоносном районе крупнейшее газонефтяное месторождение Ла-Пас (1925) и крупное Мара (1945) приурочены к брахи- антиклиналям; пластовые сводовые, частично литологически и тектонически ограниченные залежи установлены на глубинах 600—3200 м. Кроме осадочного выполнения крупные скопления легкой нефти обнаружены в трещиноватых метаморфических и изверженных породах фундамента, из которых названные месторождения давали до 10 тыс. т/сут В колумбийской части бассейна известны крупное нефтяное месторождение Рио-Сулиа (1962) и газонефтяное Тибу (1940), где в отложениях верхнего мела — палеоцена и эоцена на глубинах 1200—2700 м установлены пластовые сводовые, массивные и тектонически ограниченные залежи В общей сложности в НГО открыто более 60 месторождений, преимущественно нефтяных. Дальнейшие перспективы связываются с акваториями юж. части оз. Маракайбо, заливов Ла-Велья и Венесуэльского.

МАРКА УГЛЯ — условное обозначение углей, обладающих определенным комплексом свойств, от которых зависит направление их технологического использования М. у. не тождественна степени углефикации, поскольку качества угля зависят, кроме того, от микрокомпонентного состава и в какой-то мере от исходного вещества и условий его диагенетического преобразования. М. у. наиболее близко коррелирует со степенью углефикации в клареновых углях В СССР для каждого угольного бассейна существует своя маркировка углей, учитывающая особенности углей данного бассейна МАРКАЗИТ — минерал, FeSa. Тв 6—6,5. Пл 4,9 Аутигенный, обычно встречается вместе с пиритом МАРУН ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ—см Асмарийская группа газонефтяных месторождений

МАРЬЯНОВСКАЯ СВИТА —распространена на юж. и зап. окраинах Зап. Сибири. Представлена темносерыми аргиллитами, иногда слабобитуминозными, известковистыми. Мощи, от 40—60 до 125 м. Фауна аммонитов, двустворок и форамини- фер. Возраст келловей-волжский на западе низменности, кимеридж-волж- ский — на юге. Входит в состав региональной верхнеюрско-пеокомской покрышки.

МАРЫКЧАНСКАЯ СВИТА — распространена в Зап. Приверхоянье и в бассейне нижнего течения р. Вилюй. Представлена алевролитами с прослоями и пачками песчаников, прослоями аргиллитов, маломощными пропластками угля Мощн. 250— 300 м Охарактеризована растительными остатками Слагает среднюю часть верхнеюрской угленосной толщи Является региональной покрышкой для залежей в верхней юре МАСЛА—1. В химии и технологии нефти — средние и высшие дистиллятные фракции нефти 2. В битуминологии — фракция битумоида, растворимая в петролейном эфире и не адсорбирующаяся из этого раствора силикагелем и др. адсорбентами. М. состоят в основном из УВ с температурой кипения выше 200 °C и незначительной примеси петролейно- эфирных смол. М. имеют жидкую или полужидкую консистенцию, цвет от светло-желтого до коричневожелтого В битумоидах М. представляют собой наиболее миграционноспособную часть и ассоциируют с микронефтью.

Содержание и состав М в сингенетичных битумоидах зависят от генетического типа РОВ и степени его катагенетической преобразованное™. Сапропелевое РОВ, при прочих равных условиях, содержит больше М, чем гумусовое. С ростом катагенеза происходит закономерное увеличение М. во всех генетических типах РОВ. Максимума количество М. достигает на ГФН, после чего начинает снижаться, так как процессы эмиграции микронефти начинают преобладать над процессами ее генерации. Характерной чертой состава М. сингенетичных битумоидов сапропелевого РОВ являются преобладание алканоциклановых УВ и преимущественно

мопоциклическое строение аренов Арены же битумоидов гумусового РОВ представлены преимущественно би- и полициклическими структурами.

МАССА ГОРЮЧАЯ — принятый практике анализа горючих ископаемых эквивалент ОВ; соответствует безводному беззольному ОВ (при заметном содержании карбонатов — с поправкой на карбонатную углекислоту). Обозначается индексом «г» при соответствующем параметре (Сг, Нг, Vr и т. д.). М. г. в общем случае не идентична органической массе, поскольку некоторые минералы изменяются при прокаливании- карбонаты теряют углекислоту, глинистые минералы — конституционную воду, пирит переходит в окись железа. При низкой зольности возникающими при пересчетах аналитических данных неточностями пренебрегают, при повышенной зольности следует вводить поправки Существует ряд эмипирических формул (Парра, Крыма, Донуги и др.) для внесения условных поправок; вычисленное в соответствии с этими поправками содержание ОВ называют «условной органической массой» При зольности, превышающей 10 %, предпочтительно прибегать к кислотной деминерализации (HC1 + HF), удаляющей карбонаты и глинистые минералы. На пирит, не поддающийся кислотной обработке, вносится поправка, уже не являющаяся условной, поскольку она основывается на точном определении количества пирита в отдельной пробе.

МАССА МОЛЕКУЛЯРНАЯ — массо молекулы, выраженная в атомных единицах массы и равная сумме масс всех атомов в ее составе За атомную единицу массы принята 1/12 часть массы атома углерода 12С, равная 1,66043-10-24 г. М м представляет собой среднюю массу молекулы с учетом изотопного состава всех элементов, ее образующих. Для полимеров и различных ассоциатов, не являющихся строго индивидуальными соединениями, в качестве М м принимается средняя величина по всем молекулам соединения Аналогичным образом М м. смесей веществ близкого состава также является средней величиной по всем молеку

лам смеси. М м. нефтей обычно варьирует в пределах 220—300; М. м. фракций нефти возрастает по мере роста температуры кипения фракций. Наибольшая М. м. сложных гибридных УВ высших фракций нефти и масел битумоидов достигает 1000 и более. Средняя М. м. смол 600—1000, максимальная отдельных их узких фракций достигает 15 000. Средняя М. м. асфальтенов 2000—4000, отдельных их фракций — до 40 000. Компоненты нефти с М м. более 1000 называются высокомолекулярными.

МАССАГЕТСКИЙ ЯРУС (серия) — региональный ярус; распространен в Фергане. Представлен красноцветными глинами и песчаниками, иногда с галечниками и конгломератами. Мощи, до 1000 м. Возраст поздний олигоцен — миоцен. Промышленно нефтеносен.

МАССИВ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЙ (массив трещинных вод) — природный резервуар подземных вод, приуроченный к положительным тектоническим формам складчатых сооружений, обычно лишенным осадочного чехла. В них преимущественно развиты грунтовые, трещинные и напорные жильно-трещинные воды. Характерной чертой М. г. является развитие мощной (до 1 км и более) верхней гидрохимической зоны пресных гидрокарбонатных кальциевых и натриевых вод. Подземный сток в М. г. направлен от центра к периферии. Глубина проникновения подземных вод измеряется мощностью зоны интенсивной трещиноватости пород. Области разгрузки располагаются вокруг массива по его периферии.

По формам различают М. г. купо- ло-, сводо-, горстообразные и блоковые. По геолого-структурным особенностям различают М г. цокольные — выступы фундамента древних платформ; орогенные — горно-складчатые сооружения геосинклинальных систем; инъекционные — внедрившиеся и излившиеся магматогенные тела (дайки, покровы, лакколиты и т д). М. г. бесперспективны для поисков нефти и газа. Возрастная характеристика М г. дается по эпохе создания складчатых сооружений Примерами М г в СССР служат Украинский и Алданский щиты, Тима некий кряж

МАССИВ ПОДГОТОВЛЕННЫХ СТРУКТУР (площадей)—совокупность структур, подготовленных в данном регионе к глубокому бурению с начала производства в нем геологопоисковых работ на нефть и газ. М п. с на определенную дату включает: а) фонд подготовленных структур на ту же дату; б) структуры, находящиеся в поисковом и разведочном бурении; в) ✓ структуры, выведенные из поисково-разведочного бурения, но ранее числившиеся в фонде подготовленных. Изучение характеристик М. п. с. проводится при анализе методики и результативности геолого-геофизических работ, при определении коэффициента подтверждаемости структур, при анализе распределения структур по их размерам и т. д.

МАССИВ СРЕДИННЫЙ —участок земной коры внутри геосинклиналь- ной области, который консолидировался еще до возникновения самой геосинклинали и развивается в процессе ее существования как относительное поднятие. Тектоническая активность геосинклинали отражается на М. с. высоким тепловым режимом, интенсивным многофазовым и разнообразным по составу эффузивным и кислым интрузивным магматизмом, приразломной, весьма напряженной на склонах М. с. складчатостью, нередко сильным метаморфизмом, что определяет сложное строение большинства М с И хотя М с имеют разный возраст образования, разные размеры и строение, наиболее типично для них наличие фундамента (дорифейского, байкальского, реже палеозойского), догеосин- клиналыюго чехла и чехла, сложенного формациями, синхронными гео- синклинальным, а также комплекса терригенных и „вулканогенных формаций орогенного класса. Некоторые М. с. вместе с окружающими их складчатыми сооружениями преобразуются в фундамент молодой платформы и имеют типичный платформенный чехол (Кызылкумский, Каракумский М с ).

Структуру М с. характеризуют относительно изометричпые и удлиненные блоковые поднятия, внутренние и межгорные впадины, тыловые прогибы, вулкано-тектонические струк-

турные образования. Внутренние и тыловые впадины и прогибы возни- кают в период общей инверсии геосинклинали и могут полностью (Таримская) или частично (на Колымском, Омолонском и др. М. с.) перекрывать площадь М. с. Межгорные впадины и прогибы образуются в орогенный этап развития геосинкли- нально-складчатой области и чаще всего перекрывают М. с. не полностью (Ханкайская впадина на Хан- кайском М. с.; Зее-Буреинская впадина на Буреинском М. с. и др.).

Впадины и прогибы многих М. с. содержат промышленные месторождения нефти и газа (Таримская, Цай- дамская, Джунгарский, Паннонская, Трансильванская, Южно-Каспийская, Маракайбо, Нижней Магдалены и др.). Продуктивные горизонты"располагаются в чехле впадин, в нижней или верхней молассе (Паннонская, Трансильванская, Маракайбо, Нижней Магдалены и др) или в чехле М. с., подстилающем накопления впадины (Паннонская и др.) М. с. часто содержат крупные месторождения углей (Момо-Зйрянская впадина на Колымском М. с.; Буре- инский прогиб на Буреинском М. с и др). На М.с. установлены и разнообразные рудопроявления.

МАСС-СПЕКТРОМЕТРИЯ — вид анализа вещества, заключающийся в измерении массы и концентрации его ионизированных атомов и молекул Анализ проводится с помощью масс- спектрометра — ионно-оптического вакуумного прибора, в котором осуществляются ионизация вещества и разделение в пространстве (или во времени) облака ионов на пучки с определенным отношением массы m к заряду е. Разделение происходит в электрических и магнитных полях Сила ионного тока фиксируется в определенной точке (точках) пространства камеры анализатора. При этом каждому значению m]e фиксируемых ионов отвечают некоторые определенные значения напряженности электрических и магнитных полей. В результате измерения этих параметров (сканирования) получают спектр масс. Измерение отношений ионных токов масс-спектра, их коррекция и сравнение с параметрами эталонных смесей дают возможность

точно определять концентрации компонентов.

В нефтегазовой геологии основная сфера приложения М -с. — изотопный анализ природных газов, нефтей, ископаемого ОВ, химический анализ газов и сложных органических соединений. При изотопном анализе обычно измеряется соотношение изотопов в газообразных препаратах (СО2, SO2, N2, Н2, Не, Аг и др.). Поэтому используются «газовые» источники ионов, в которых ионизация осуществляется электронным ударом. При изучении водорода и др. распространенных элементов, для которых характерны малые вариации изотопного состава (С, N, О, S), реальная погрешность измерений составляет от 0,2 до 0,5 %о (для водорода ~2%о) при анализе от 0,1 до 1,0 см3 препарата. При измерении изотопного состава микрокомпонентов — инертных газов — принимают меры по максимальному снижению порога чувствительности. В результате минимально необходимое количество препарата составляет от 10-10 до 10-5 см3 (в зависимости от значения измеряемого отношения); относительная погрешность — от 0,1 до 20 % при отношении от 10 до 109.

Химический масс-спектральный анализ газов в отечественной практике нашел применение главным образом при изучении газов, выделенных из горных пород, в связи с тем, что масс-спектрометр как газоанализатор отличается высокой чувствительностью. Минимально необходимое количество газа для ионного анализа составляет от 10-4 до 10~3 см3, имеются перспективы его снижения. Погрешность анализа от 2 до 5 % и ниже в зависимости от концентрации и величины помех. Масс-спектральный анализ сложных органических соединений проводится для изучения химического состава, идентификации соединений, точного определения молекулярной массы, изучения структуры молекул, полуколичественного (качественного) измерения концентраций некоторых классов соединений.

Качественный анализ сложных смесей основан на сопоставлении масс- спектров образца и чистых (эталонных) веществ Количественный ана

лиз (с погрешностью менее 5 %) возможен для смесей, состав которых (качественно) заранее известен Для обеспечения этого условия часто проводят предварительное хроматографическое разделение смесей на входе системы напуска масс-спектрометра Исследование группового состава, определение различных типов ароматических соединений во фракциях ОВ возможны с погрешностью 10 % и менее. Количество образца, необходимое для анализа, составляет от 10-8 до Ю-3 г. Современные химические масс-спектрометры комплектуются хроматографическими системами (хроматомасс-спек- трометры) и мини-ЭВМ. Примером такого типа приборов является выпускаемый промышленностью МИ1321.

МАСШТАБ ПРОГИБАНИЯ — доля объема пород, отложившихся заданный тектонический цикл, от общего объема осадков, выполняющих бассейн. Например, масштаб альпийского прогибания в пределах Сахарской плиты составляет 31 %, Днепровско-Донецкой впадины 12 %, масштаб герцинского прогибания Мичиганского бассейна 20 %, Иллинойского 35 %. При значительных масштабах наиболее позднего прогибания увеличивается масштаб нефтегазоносности бассейна.

МАТЕРИК (континент)—глобальный структурный элемент Земли, обладающий специфическим сложным глубинным строением. Материки — это гетерогенные тела, которые сформировались в течение длительной эволюции в результате физико-химической и гравитационной дифференциации вещества внешних оболочек Земли. Границами М. являются подножия материкового склона, окаймляющие подводные продолжения М. в сторону океана В геоморфологии М —крупнейшая положительная форма рельефа Земли, относящаяся к геотекстурам.

МАТРИЦА —в учении о коллекторах блоки (участки) горных пород, расположенные между трещинами. В тех случаях, когда при отборе жидкости из пласта наблюдается ее поступление из межзерновых пор в полости трещин, говорят о подпитке трещин из М

МАУДДУД ФОРМАЦИЯ (свита) — распространена в Кувейте Представлена тонкокристаллическими, пористыми известняками. Мощи, около 10 м Относится к сеноману. Промышленно нефтеносна.

МАЦЕРАЛЫ УГЛЕЙ — см микрокомпоненты углей.

МЕГАВАЛ—крупная положительная линейная платформенная структура регионального порядка длиной 150—500 км, шириной 50—200 км, площадью 6—100 тыс. км2, с соотношением осей более чем 3 : 1 (Ка- невско-Березанский, Парабельский, Хантайско-Рыбинский).

МЕГАКОМПЛЕКС — толща пород, отложившихся в течение одного большого тектонического цикла (180— 200 млн. лет). В фанерозое выделяются три М., заключающих в себе почти все открытые месторождения нефти и газа, каледонский, герпин- ский и альпийский.

МЕГАНТИКЛИНАЛЬ — крупная (протяженностью от 20 до 150 км) положительная структурная форма субрегионального порядка в пределах подвижных областей, состоящая из нескольких простых антиклинальных и синклинальных складок. Термин иногда используется для обозначения крупной протяженной (до нескольких сотен км) положительной структуры в чехле платформы; такую структуру правильнее называть валом

МЕГАНТИКЛИНОРИЙ — структурная форма надрегиопального порядка, объединяющая несколько антиклинориев В пределах складчатой системы М является крупнейшим положительным структурным элементом

МЕГАПРОВИНЦИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ (НГМП) — крупнейшая единица нефтегеологического районирования, соответствующая отрицательным геологическим объектам глобального и субглобального масштабов (см. порядок тектонических структур) и являющаяся ассоциацией смежных нефтегазоносных провинций с общими главными чертами регионального геологического строения и истории развития. Геологическая эволюция НГМП обеспечивает благоприятное протекание всех стадий существования УВ в ее пре-

делах — от зарождения до аккумуляции в промышленные скопления, само наличие НГМП является достаточным условием промышленной нефтегазоносности отдельных ее частей (провинций). НГМП выделяется лишь в пределах платформ и краевых систем. Примерами НГМП могут служить: Западно-Сибирская, Лено-Тунгусская, Месопотамская.

МЕГАСИНКЛИНАЛЬ — крупная (протяженностью от 20 до 150 км) отрицательная структурная форма субрегионального порядка в пределах подвижных областей, объединяющая несколько простых синклинальных и антиклинальных складок. Термин иногда используется для обозначения крупной синклинали в чехле платформы; такую структуру правильнее называть депрессией.

МЕГАСИНКЛИНОРИЙ — структурная форма надрегионального порядка в пределах складчатых систем, объединяющая несколько синклинориев.

МЕГАТРЕЩИНОВАТОСТЬ — совокупность всех линейных элементов ландшафта, отражающая дизъюнктивные нарушения различных типов Под линейными элементами ландшафта понимаются спрямленные водоразделы, участки русел и долин рек, берега морей и озер, границы растительных ассоциаций, линейное расположение микроформ рельефа Все они имеют параметры, поддающиеся количественной оценке, длину, ориентировку в пространстве, густоту, или плотность (количество на единицу площади) Ориентировка М (при этом учитывается и длина трещин) используется при тектоническом районировании, трассировании зон разломов, выявлении степени унаследованности разломов и т д Анализ густоты М. позволяет выделять положительные и отрицательные структуры, а также судить о степени проницаемости верхней части земной коры При нефтегазопоисковых работах изучение М входит в комплекс исследований тектонических критериев нефтегазоносности и используется при решении вопросов миграции УВ.

МЕГАХРОН — наиболее крупное геохронологическое подразделение докембрия, объединяющее несколько

эонов. Продолжительность М еще не установлена.

МЕГИОНСКАЯ СВИТА — распространена в центральной части Зап. Сибири. Представлена серыми и темно-серыми аргиллитами, в основании свиты слабобитуминозными, с подчиненными прослоями песчаников и алевролитов, приуроченными к нижней и верхней частям разреза. В нижней части свиты залегает песчаноалевритовая ачимовская пачка, в кровле свиты — глинистая чеускин- ская пачка. Мощн. до 500—570 м в Центральной провинции и до 1200 м — в Северной. Замещается на востоке куломзинской и тарской свитами, на западе — ахской свитой. Фауна аммонитов, двустворок, фора- минифер. Возраст берриас — валан- жин, возможно ранний готерив. Промышленно нефтеносна в Среднеобской, Надым-Пурской, Гыданской. Пур-Тазовской НГО (нижние пла сты группы Б).

МЕДВЕЖЬЕ ГАЗОКОНДЕНСАТ НОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено на севере Зап. Сибири на правом берегу р. Надым, в 340 км восток-юго-восточнее г. Салехард. Открыто в 1966 г. Месторождение находится в пределах Надым-Пару- сового бассейна и приурочено к Ны- динскому и Медвежьему локальным поднятиям, которые по сеноманским отложениям объединяются в одну крупную асимметричную структуру— Медвежий мегавал (25 X X 125 км), вытянутый в близком к субмеридиональному направлению и контролируемый крупной флексурой в нижней части чехла. Промышленная газоносность связана с отложениями сеноманского и валанжинского возраста (покурская и мегионская свиты).

Основная массивная залежь газа приурочена к верхам покурской свиты. Открытая пористость продуктивных песчаников от 24—25 до 30— 35 %, проницаемость от 0,48 до 0,95 мкм2. Эф. мощн. продуктивной части разреза составляет 60—65 % от общ. мощности и увеличивается к сводовой части Медвежьего мега- вала. Дебит газа 10—11 млн м3/сут. Высота залежи 114—126 м Мощн глинистой покрышки 580—600 м В нижнемеловых отложениях уста

новлены две газоконденсатные пластовые залежи, перекрытые толщей глин мощн. до 70 м. Глубина залегания сеноманской залежи 1060— 1174 м, нижнемеловых залежей 2900—3000 м. Сеноманский газ содержит 98,4 % СН4 МЕЖБАССЕЙНЫ (межбассейновые территории) — см. бассейн нефтегазоносный.

МЕЗИТИЛЕН — см. арены.

МЕЗОЗОЙСКАЯ ЭРА —средняя эра фанерозойского эона, продолжительность 155—180 млн лет. Разделяется на три периода: триасовый, юрский, меловой

МЕЗОЗОЙСКАЯ ЭРАТЕМА (мезозой)— средняя эратема фанерозоя. Залегает на палеозое, перекрывается кайнозоем. Объединяет три системы* триасовую, юрскую, меловую.

МЕЗОКАТАГЕНЕЗ — см. катаге-

МЕКСИКАНСКИЙ ЗАЛИВ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ МЕГАПРОВИНЦИЯ — занимает периокеаническую мегавпадину Мексиканского залива с прилегающими частями СевероАмериканского континента (территории США, Мексики, Гватемалы и Белиза). Включает 7 нефтегазоносных областей, наиболее известная из которых Галф-Кост на сев. побережье залива. Обрамление мегапровинции разновозрастное, латеральная замкнутость средняя. На севере границами служат выступы складчатых систем Аппалачей и Уошито с межбассейновыми сводами Бенд, Паскола, Нэшвилл. На западе граница проходит по передовому фронту Мексиканских Кордильер. На юге мегапровинция включает п-ов Юкатан, границу здесь проводят по разлому вдоль его юго-вост, шельфа и далее по сев -зап. шельфу о. Куба. На северо-востоке границей служит выступ кристаллического фундамента Окала на п-ове Флорида. Начало промышленного освоения 1896 г.

В плане провинция приблизительно изометричная, но области максимальной мощности осадков, приуроченные к прибрежной части залива, имеют подковообразную форму. В центральной зоне зал Сигсби, где глубины достигают 3—4 км, мощности осадочных пород резко сокращаются, одновременно выклини-

вается гранитный слой коры и близко к поверхности дна подходит выступ коры океанического типа. Площадь континентальной и шельфовой части (до глубины 500 м) 1,9 млн. км2. Объем осадочной толщи 8,1 млн. км3. Большую долю — 70 % — составляют кайнозойские образования, почти 25 % — мезозойские, немногим более 5 % — палеозойские (на севере провинции). На севере фундаментом служат докембрийские образования, на остальной территории впадины — складчатые палеозойские. Макс, глубина залегания фундамента более 15 км. Макс. мощн. кайнозоя 11, мезозоя 6, палеозоя около 2,5 км Наблюдается последовательное смещение зон максимального прогибания во времени в сторону залива и ускорение темпов прогибания, что усилило асимметрию прогиба.

Региональные перерывы с угловыми несогласиями отмечаются в основании Пенсильвания, юры, мела Кроме того, региональные перерывы имеются в нижнем триасе и средней юре. Отложения почти целиком (97— 98 %) морские, терригенные. Известняки и доломиты составляют лишь 13 %, эвапориты около 10 %. Значительная часть их приходится на соль, которая образует соляные купола, весьма характерные для данной провинции. Вместе с тем отмечены и глинистые диапиры

Морфология впадины, особенно внешнего борта, довольно сложная Впадина разделена на ряд прогибов, сводов и зон поднятий, рассечена системами глубинных разломов, сбросов. В области Галф-Кост наиболее крупными структурами являются Миссисипская впадина, прогибы Рио- Гранде, Тайлер, своды Сабин, Монро, Джексон, Уиггинс, Сан-Маркос. В зап. части предгорный прогиб Вост. Сьерра-Мадре осложнен поднятиями Тамаулипас и Эль-Бурра- Подгос, зоной поперечных разломов Трансмексиканского вулканического пояса. С юга продолжается серия впадин Вера-Крус, Бургос, Салина- дель-Истмо, Макуспана-Кампече Углы регионального наклона пластов сильно варьируют на разных участках провинции.

Локальные структуры самые разнообразные — от диапировых купо

лов до изоклинальных складок, нарушенных надвигами и сбросами, амплитуды их колеблются от десятков метров до первых км Мощн. соляных куполов достигает 10 км при диаметре до 5 км; соли раннемезозойского или позднепалеозойского возраста. С куполами связано более 1200 месторождений нефти. Немалое число залежей приурочено и к неантиклинальным ловушкам, особенно в области Галф-Кост, где наблюдаются выклинивание горизонтов, линзы песков, флексуры, сбросы и т. п. В целом же распределение продуктивных зон контролируется сочетанием структурных, стратиграфических и литологических факторов

Стратиграфический диапазон нефтегазоносности довольно широк — от верхнеюрских до четвертичных отложений. -Выделены следующие нефтегазоносные комплексы: плейстоценовый, верхнемиоцен-плиоценовый, олн- гоцен-нижнемиоценовый, палеоцен- эоценовый верхнемеловой, нижнемеловой, юрский, возможно, доюрский Число продуктивных горизонтов превышает 100.

МЕЛ ПИСЧИЙ — известковая порода (90—99 % кальцита) морского генезиса, тонкозернистая (<0,01 мм), светлоокрашенная, рыхлая Кальцит органогенный (хемогенного обычно не более 3—4 %), представлен в основном скелетными остатками кокколитов. Остатки др. организмов (фораминиферы, моллюски, крино- идеи и др.) единичны. М. п. обладает высокой пористостью (до 40— 49 %). В нем обнаружены крупные промышленные залежи нефти и газа, которые разрабатываются например, в Северном море, в Техасе (США) МЕЛАНОИДИНЫ — темноокрашен- ные гуминоподобные вещества, продукт лабораторного синтеза сахаров и аминокислот. Аналогичный, хотя и не вполне идентичный, процесс протекает в природе; термин М. нередко применяется для обозначения соответствующих природных образований. В. А. Успенским и О. А. Радченко для природных М. предложено наименование «гумоидные вещества» ввиду их физической и геохимической близости к собственно гумусовому материалу (лигнино-неллюлоз- ного происхождения). М. присут-

ствуют в гумолитах в виде обязательной примеси, а в собственно сапропелитах составляют практически всю нелипидную часть. От собственно гумусового ОВ отличаются повышенным содержанием азота.

МЕЛОВАЯ СИСТЕМА (мел)—третья снизу система мезозойской эратемы. Залегает на юрской системе, перекрывается палеогеновой. Расчленение и сопоставления меловых толщ основаны на аммонитах, а верхнего мела — также на иноцерамах, морских ежах, белемнителлах и планктонных фораминиферах. М. с. делится на 2 отдела и 12 ярусов (табл. М.1).

ТАБЛИЦА МЛ

Подразделения меловой системы

Отдел

Надъярус

Ярус

Верхний

Сенон- ский

Маастрихтский Кампанский Сантонский Коньякский

Туронский Сеноманский

Нижний

Альбский Аптский

Неоком- ский

Барремский Готеривский Валанжинский Берриасский

В последнее время появилась тенденция к выделению среднего отдела мела, объединяющего альбский, сеноманский и гуронский ярусы (или только два последних). Датский ярус многие исследователи относят к палеогену.

К меловым, прежде всего нижнемеловым, отложениям приурочено большое число залежей нефти и газа, особенно в Зап. Сибири, на Ближнем Востоке и на юго-востоке Сев. Америки. Меловая система содержит более 37 % геол запасов нефти и более 48 % геол, запасов газа от общ мировых ресурсов. МЕЛОВОЙ период — заключитель

ный период мезозойской эры, продолжительность которого оценивается в 60—77 млн. лет (или в 70— 77 млн. лет). С этим периодом связаны заключительные фазы мезозойской складчатости, особенно сильно проявившиеся в геосинклинальных системах, примыкавших к Тихому океану. В мелу завершается распад Гондваны. Активная вулканическая деятельность проявилась на северо- востоке СССР, в Индии (траппы Декана), на Кавказе и в Юж. Америке. В мелу были очень широко распространены морские бассейны, особенно в Средиземноморской области и регионах, непосредственно с ней связанных, где максимум трансгрессии приходится на альбский и сеноманский века. В самом конце мела происходит значительное сокращение площади морских бассейнов. , В целом для юж. бассейнов мела характерно карбонатное осадконакопление, для бореальных — кремнистое

Фауна мела предст'авлена формами, значительная часть которых вымерла к началу палеогена или даже в конце мела* аммонитами (в том числе развернутыми формами), белемнитами, иноцерамами, рудистами. В мелу продолжают существовать гигантские и летающие динозавры Широко распространены иглокожие, фораминиферы, остракоды. Появились плацентарные млекопитающие Флора раннего мела, как и флора юры, представлена главным образом голосеменными и папоротниками, в конце раннего мела появляются по крытосеменные, которые становятся в позднем мелу доминирующими и образуют ядро кайнотипной флоры МЕЛЬНИКОВИТ — минерал, Fe2+F|+S4. В осадочных породах аутигенный, образуется на стадии диагенеза и является одним из индикаторов окислительно-восстановительных условий. Встречается редко. МЕНВИЛЛ ГРУППА (менвалл) — распространена в Зап. Канаде. Представлена глинами с прослоями и пачками песчаников. Мощн. 250—300 м Относится к нижнему мелу. Промышленно нефтеносна Содержит три высокопродуктивных песчаных горизонта: Колони, Спарки и Дженерал- Петролеумс,

МЕНДОСА НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена в зап. части Аргентины (провинции Мендоса, Сан-Хуан, Сан-Jlync). Первое месторождение Качеута открыто в 1932 г НГО связана с Предандий- ским передовым прогибом и склоном Пата! опекой платформы (эпиплат- форменный ороген). Прижатый на западе к поднятиям высокогорных Анд бассейн с севера, востока и юга окаймляется выступами древнего фундамента эпиплатформенного орогена, граничит в юго-вост, части с НРБ Ла-Риоха и соприкасается в крайней юго-зап. части с НГО Неукен При протяженности в направлении СЗ — ЮВ 700 км и ширине 500 км имеет площадь 80 тыс. км2 и объем осадочного выполнения 240 тыс. км3

Глубины залегания докембрийско- нижнепалеозойского (?) фундамента — до 4 км и более Макс мощи выполнения бассейна составляет для палеозоя 1200, мезозоя 1500, кайнозоя 2000 м. В сев. части бассейна континентально-морская песчано-глинистая толща палеозоя сменяется триасовыми образованиями лавовых потоков и туфов с подчиненными прослоями и линзами песчаников и глин («порфиритовая серия»), на которых залегают преимущественно континентальные терригенные отложения эоцена — миоцена и плиоцена — плейстоцена с базальтовыми покровами в последних. В центральной и юж. частях бассейна разрез наращивается за счет юрских и меловых образований, представленных загипсованными известняками, песчаниками, гипсами, ангидритами, глинами, содержащими в верхней части туфы и покровы андезитов, морскими карбонатно-терригенными породами, сменяющимися выше континентальноморскими песчаниками с глинами и конгломератами. К эоцен-миопено- вым образованиям относят андезитовые и базальтовые покровы с редкими линзами и пластами глин, песчаников, конгломератов, к плиоцен- плейстоценовым — базальтовые покровы, континентальные песчаники конгломераты

Нефтегазоносность связана с отложениями триаса и кайнозоя, залежи в которых залегают на глубинах от 1800 до 3600 м и относятся к пла-

стовым сводовым, тектонически и литологически ограниченным, приуроченным в основном к брахиантикли- налям, нарушенным сбросами и надвигами Открыто более 18 месторождений, преимущественно нефтяных, из которых наиболее крупными являются Баранкос, Вакас-Муэртас и Ла-Вента.

МЕНДЫМСКИЙ ГОРИЗОНТ (свита) — распространен на востоке Русской платформы и зап. склоне Урала. Представлен битуминоидными известняками с прослоями глинистых сланцев, аргиллитов, доломитов Мощн. от первых десятков до 160 м Фауна аммоноидей, брахиопод Возраст поздний девон (фран). Промышленно нефтеносен в Куйбышевской области.

МЕНИЛИТ (сланец менилитовый) — см. доманикит.

МЕНИЛИТОВАЯ СЕРИЯ (свита) — распространена в Карпатах и во внутренней зоне Предкарпатского прогиба. Подразделяется на три свиты: нижнеменилитовую, лопянецкую, верхнеменилитовую. Общ. мощн до 1200—2000 м.

Свита Вещественный состав Мощность, м

Верхне- Темные глинистые 120—350 менили- и битуминозные товая сланцы с прослоями песчаников; в основании кремнистые прослои

Л опянец-Известковистые 100—400 каяаргиллиты и из

вестковистые песчаники

Нижне- Темные глинистые, 300— 1300 менили-иногда битуми- *

товаянозныесланцы

с прослоями песчаников; местами ритмичное чередование песчаников и сланцев, в основании кремнистые прослои

Фауна рыб, фораминифер, моллюсков. Возраст ранний — средний олигоцен. Промышленно нефтеносна МЕРГЕЛЬ — осадочная порода смешанного глинисто-карбонатного состава. В случае преобладания кар-

бонатного материала (50—75 %) породу относят к собственно М., при подчиненном его количестве (50— 25 %) —к глинистым М. В зависимости от состава слагающего карбоната различают М. известковые, доломитовые, известково-доломитовые. М нередко являются покрышками залежей нефти и газа

МЕРЗЛОТА МНОГОЛЕТНЯЯ — подземная зона с отрицательными температурами горных пород, сохраняющаяся геологически длительное время. М. м. имеет мощность от нескольких до многих сотен метров. Развита либо сплошь, либо прерывисто как в плане, так и по разрезу, разделяясь межмерзлотными таликами. М. м. является функцией палеоклимата, в своем распространении зависит от современных климатических условий. Учет мерзлоты при нефтегеологических исследованиях очень важен, так как она влияет на геотермические условия недр, на геохимические и гидродинамические условия. В некоторых случаях многолетнемерзлые породы могут являться покрышками для скоплений нефти и газа. М. м. указывает на благоприятные условия для образования кристаллогидратов газа и для гидра- тообразования в пластах вплоть до формирования газогидратных залежей. Мерзлотные условия необходимо учитывать также при разработке технологии бурения и методики геофизических и промыслово-геологических работ.

МЕРИТАЙМС НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена на юго- востоке Канады. Свыше 75 % площади ее находится в акватории зал Св. Лаврентия. Начало освоения 1909 г. Бассейн приурочен к вост, окраине Аппалачской герцинской складчатой области и небольшому участку активизированной докембрийской платформы на границе с Гренвильским докембрийским складчатым поясом. Относится к категории межгорных впадин на герцин- ском основании. Степень закрытости НГО средняя. На востоке и юге она граничит с бассейнами Баффино- Лабрадорским и Новошотландским, на севере с небольшим бассейном Антикоста и Гренвильским складчатым поясом, на западе и юго-западе

ограничена складчатым комплексом Аппалачей и бассейном Гаспе НГО ориентирована в сев.-вост, направлении. Ее длина 855 км, ширина 300 км, площадь 165 тыс км2 (120 тыс км2 в акватории), объем осадочного выполнения 660 км3 (547,5 км3 в акватории).

Макс. мощн. чехла 14 км. Несколько сотен метров мощности разреза составляют триасовые, остальное — девонские, каменноугольные и пермские отложения Фундаментом большей части бассейна служат складчатые додевонские образования, прорванные гранитоидными интрузиями. Интенсивность структуры 0,09 м/км2. В миссисипских песчаниках выявлено два месторождения нефти и газа. Нач потенциальные ресурсы 1370 млн. т УВ. Доля газообразных УВ 29 %. Степень разведанности невелика (~0,5 %).

МЕРКАПТАНЫ (тиоспирты)—класс серосодержащих органических соединений М. — вещества с резким неприятным запахом, легко окисляются, взаимодействуют с окислами металлов, образуя меркаптиды. В бензиновых и керосиновых фракциях нефти обнаружены М. двух гомологических рядов: алифатические НБСлНгл-н и циклические НЗСдНзл-ь В высших фракциях нефти М. не обнаружены. Как правило, содержание М. в нефти невелико, однако в некоторых нефтях (Марковское месторождение, Вост Сибирь) М. составляют около 75 % от массы всех серосодержащих соединений М обладают сильным коррозионным действием. Применяются в производстве каучуков и антиокислительных присадок

МЕСАВЕРДЕ ФОРМАЦИЯ (серия) — распространена в штатах Вайоминг, Юта, Колорадо, Небраска, Нью-Мексико (США). Представлена песками, песчаниками, глинистыми сланцами, часто с пластами и прослоями угля. Мощн 240—900 м Относится к верхнему мелу. Промышленно нефтегазоносна в бассейнах Биг-Горн, Уинд-Ривер, Грин-Ривер, Ханна-Ларамийском и др.

МЕСДЖИД-И-СУЛЕЙМАН ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — см Асмарийская группа газонефтяных месторождений

М ECO П ОТАМСКАЯ Н Е ФТ ЕГАЗО- НОСНАЯ МЕГАПРОВИНЦИЯ — располагается в пределах Аравийского п-ова и занимает акваторию Персидского залива. Охватывает территорию таких стран, как Турция, Сирия, Ирак, Иран, Иордания, Саудовская Аравия, Кувейт, Катар, Бахрейн, Объединенные Арабские Эмираты, Оман, Йеменская Арабская Республика. Связана с краевой системой древней Африканской платформы перед альпийскими складчатыми сооружениями. С севера и северо-востока ограничивается складчатыми сооружениями Вост. Тавра и Загроса, с запада и юго-запада — склоном Нубийско-Аравийского щита Африканской платформы. Начало освоения 1902 г

НГМП представляет собой крупнейшую изолированную структуру 1200X2750 км (ориентировка длинной оси СЗ 345°), площадь 3,3 млн. км2. Объем осадочного выполнения более 20 млн. км3. Примерно половина объема — осадки мезо-кайнозойского возраста. Осадочные образования палеозоя залегают на докембрийском фундаменте, представленном гранитами, гнейсами и кристаллическими сланцами. Макс, мощи, осадков превышает 14 км, ср. мощн. 6 км. Макс, мощи мёзо- кайнозойских отложений 5,5 км, палеозойских более 7 км. Возможно присутствие промежуточного комплекса (рифей).

Основные региональные перерывы связаны с границами рифей — венд, силур — девон, нижний—средний триас, средний — верхний триас, нижняя — средняя юра, юра — мел, нижний — средний эоцен, неоген — палеоген. Доля морских отложений в разрезе 65 %. Континентальные образования развиты преимущественно в перми и неогене. Нижняя часть разреза чехла (палеозойская) в значительной мере сложена карбонатными образованиями (кембрий) Средняя часть и верхи палеозоя (силур — пермь) сложены терригенно-карбонат- ными образованиями, включающими битуминозные (ордовик — силур) и угленосные (пермь) толщи Мезозойские отложения в значительной мере представлены карбонатными и эвапоритовыми осадками, кайнозой

ские— терригенными с прослоями карбонатов

Морфологически НГМП представляет собой гигантскую относительно изолированную отрицательную структуру — Месопотамский прогиб — с пологим платформенным бортом (0,5— Г) и достаточно крутым складчатым (10—20° и более). Общ. интенсивность погружения 0,05 м/км2. Прогиб осложнен значительным количеством дополнительных структурных образований. В пределах НГМП выделяется 7 НГО: на платформенном борту 4 области (Северо-Аравийская, Цен- тральноаравийская, Южно-Аравий- ская, Руб-эль-Хали), на складчатом 3 области (Северо-Месопотамская, Центральномесопотамская, Южно-Месопотамская).

Северо-Аравийская НГО связана с одноименным поднятием, осложненным линейно-вытянутыми валопо- добными структурами Нефтегазоносны верхнеюрские и нижнемеловые отложения

Центральноаравийская НГО расположена на поднятии того же названия, простирающемся от Нубийско- Аравийского щита до прибрежной зоны Персидского залива Осадочный чехол сложен палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими породами, мощн до 7 км, осложненными валообразными поднятиями, объединяющими цепочки локальных структур. Нефтеносные горизонты связаны с терригенными меловыми отложениями (формации Зубейр, Бурган, Вара), представленными отсортированными дельтовыми песками с хорошими коллекторскими свойствами Кроме того, существенная часть запасов сосредоточена в биодетритусо- вых, оолитовых и калькаренитовых известняках формаций Араб и Джу- байла (верхняя юра). Нефть содержится также в известняках Друма (средняя юра) и в нижнемеловых известняках. Скопления нефти известны в отложениях палеоцена и эоцена, газовые залежи — в -пермских отложениях С этой областью связано 90 % запасов Месопотамской НГМП.

Руб-эль-Хали НГО связана с одноименной синеклизой, примыкающей с юго-востока к Центральноаравийскому поднятию. Общ мощн. осадоч-

пых образований 6—7 км. Зоны неф- тегазонакопления приурочены к удлиненным вилообразным поднятиям. Месторождения связаны с антиклиналями и куполовидными поднятиями, осложняющими валы. Промышленные скопления УВ приурочены к карбонатным отложениям нижнего мела и частично верхней юры.

Южно-Аравийская НГО связана с одноименным поднятием. Мощн. осадочного чехла изменяется от 1,5 до 5 км. Большинство месторождений связано с солянокупольными структурами. Продуктивные горизонты представлены карбонатными отложениями мела.

Северо-Месопотамская НГО располагается на сев.-зап. окончании Месопотамского краевого прогиба. Мощн. осадочных образований 6—7 км. Месторождения связаны с небольшими, но высокоамплитудными локальными поднятиями, объединенными в крупные антиклинали. В сев. части области нефтегазоносны рифогенные известняки верхнего мела, в юж. части — верхнемеловые, нижнеюрские и верхнетриасовые отложения. Большинство месторождений относятся к мелким и средним.

Центральномесопотамская h ■ и приурочена к центральной части краевого прогиба и характеризуется разнородным строением: внутренний борт складчатый, внешний — платформенный. Эти две части разделены центральной зоной, имеющей промежуточное строение. Макс. мощн. осадочных образований 15 км. В пределах складчатого борта развиты кулисообразно расположенные антиклинали, простирающиеся параллельно складчатым сооружениям Загроса. Для платформенного борта характерны моноклинальное залегание пород с погружением на северо-восток и развитие локальных поднятий платформенного типа. Месторождения складчатого борта связаны с рифогенными известняками эоцен-ран- немиоценового возраста (формация Кальхур, или «главный известняк*); нефтегазоносны также отложения нижнего и верхнего мела В пределах платформенного борта нефтегазоносны меловые отложения, главным образом терригенная толща Зубейр (баррем).

Южно-Месопотамская НГО приурочена к юж. части краевого прогиба, где мощн. осадочных образований достигает 12 км. Здесь также наблюдается разделение области на складчатый и платформенный борта. Отложения складчатого борта смяты в сложные линейные высокоамплитудные складки, сформированные в процессе альпийского тектогенеза. В пределах центральной части прогиба и на платформенном борту развиты пологие брахискладки и куполовидные поднятия. Характерной чертой является несоответствие структурных планов досреднемиопеновых отложений и соленосных отложений свиты Фарс (средний миоцен — плиоцен). В юго-вост, частях области (побережье Персидского залива) проявилась соляная тектоника.

Для большей части территории НГМП основными нефтепроизводящими толщами являются морские терригенно-карбонатные отложения раннемелового (битуминозные мергели «эвксинекой .фации») и раннесреднеюрского (глинистые сланцы) возраста. Кроме того, в отдельных районах в качестве нефтегазопроизводящих выступают высокобитуминозные доломиты нижней части свиты Курра-Чине (верхний триас) и битуминозные глинисто-кремнистые сланцы ордовика и силура. Региональными покрышками служат эвапориты и гЛины нижнего Фарса (средний миоцен), а также гипсы и ангидриты Хит-Готния (верхняя юра). Нефтегазоносность прослеживается от верхнего триаса до нижнего неогена; главные запасы связаны с мезозоем (мел). Развиты в основном сводовые массивные залежи, реже пластовые сводовые. Большая часть скоплений нефти и газа связана с карбонатными коллекторами (до 80 %), газовые скопления тяготеют к центральной части прогиба и к складчатому борту (здесь 80 % запасов газа и 9 % запасов нефти мегапровинции). Нефтяные скопления расположены на платформенном борту, где сосредоточено 65 % запасов нефти и 20 % газа (при полном отсутствии свободного газа).

К настоящему времени открыто около 200 месторождений (13 га» зовых), в том числе свыше 70

крупнейших и гигантов Нач доказанные извл. запасы нефти 70 млрд, т, газа свыше 10 трлн, м3; 98 % запасов нефти и газа связано с глубинами до 3 км Потенциальные нач геол, ресурсы нефти 360 млрд, т, газа 60 трлн м3. Крупнейшее месторождение — гигант Гавар — газонефтяное с доказанными запасами нефти свыше 10 млрд, т, газа более 1 трлн. м3.

МЕССЛА НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в Линии на юж. борту синеклизы Сирт, к северу от месторождения Сарир; приурочено к стратиграфической ловушке, образованной срезанными поверхностью несогласия базальными песчаниками Сарир позднемелового возраста, площадь 250 км2. Открыто в 1971 г Песчаники, залегающие на глубине 2680 м и имеющие ср. мощн. около 30 м, содержат 430 млн. т нефти (извл. запасы).

МЕСТОРОЖДЕНИЕ — отдельная залежь или группа залежей, имеющих в проекции на земную поверхность полное или частичное перекрытие своих контуров нефтегазоносности К единому месторождению относится также группа залежей, разобщенных в плане, но контролируемых одной локальной структурой. При указании типа месторождения на первое место ставится компонент' с наименьшей величиной запасов, на второе — с наибольшей. Например, газонефтяное — преобладает нефть, нефтегазоконденсатное — преобладает газоконденсатная система и т. д До недавнего времени в советской научной литературе наиболее распространенными были следующие градации крупности М.

РазмерместорожденийМелкие Средние Крупные Крупнейшие Гигантские УникальныеРазмерместорожденийМелкие Средние Крупные Крупнейшие Гигантские УникальныеГеол, запасы нефти, млн. т, газа, млрд, м3

Размерместорождений

Мелкие Средние Крупные Крупнейшие Гигантские Уникальные

Размерместорождений

Мелкие Средние Крупные Крупнейшие Гигантские Уникальные

Меньше 10

10-50

50-100

100-500

500-1000

Больше 1000

С 1983 г месторождения нефти и газа в СССР по величине запасов подразделяются следующим образом

Размер Извл. запасы Балансовыеместорождений нефти, млн. т запасы газа,млрд, м3

Мелкие Меньше 10 Меньше 10

Средние10—3010—30

Крупные30—30030—500

Уникальные Больше 300 Больше 500

В США выделяют следующие категории крупности месторождений

Категория Извлекаемые запасы Нефть, млн. т Газ, млрд, м3

А Больше 6,75 Больше 8,2

В3,67-6,754,25-8,5

С1,35-3,671,7 -4,25

D0,135-1,350,17-1,7

ЕМеньше 0,135 Меньше 0,17

FЗаброшенные Заброшенные

Гигантскими считаются месторождения нефти с извл. запасами свыше 13,5 млн. т (100 млн. баррелей), газа — свыше 1,7 млрд, м3 (60 млрд. фут3)

МЕСТОРОЖДЕНИЕ ЗАМЫКАЮЩЕЕ — месторождение, характеризующееся предельно допустимым уровнем приведенных затрат на вовлечение данного вида полезного ископаемого в эксплуатацию. К замыкающим обычно относят мелкие и (или) малодебитные месторождения, которые необходимо вводить в эксплуатацию для обеспечения оптимального плана добычи нефти, газа или др. полезных ископаемых. Приведенные затраты по М. з. находятся на уровне замыкающих затрат, утверждаемых на каждый вид минерального сырья централизованным порядком

МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ПОДГОТОВЛЕННОЕ К РАЗРАБОТКЕ — разведанное месторождение (залежь) или часть месторождения (залежи) нефти и газа называется подготовленным к разработке, если.

балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, утверждены ГКЗ СССР и, кроме того, дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата на этом месторождении;

утвержденные извлекаемые запасы нефти ги конденсата, балансовые запасы газа, а также содержащихся в них имеющих промышлен-

ное значение компонентов, используемые при проектировании предприятий по добыче нефти и газа, составляют не менее 80 % категории С| и до 20 % категории С2:

состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение, особенности разработки месторождения (залежи), дебиты нефти, газа и конденсата, гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа,

в районе разведанного месторождения оценены сырьевая база строительных материалов и возможные источники хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения, обеспечивающие удовлетворение потребностей будущих предприятий по добыче нефти и газа;

имеются сведения о наличии в разведочных скважинах поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы для сброса промышленных и других сточных вод;

составлены рекомендации о разработке мероприятий по обеспечению предотвращения загрязнения окружающей среды.

МЕТАЗОЙСКАЯ ЭРА (метазой) — отрезок геохронологической шкалы, объединяющий девонский, каменноугольный и пермский периоды. Палеозойская эра в этом случае включает кембрийский, ордовикский и силурийский периоды. Термин не получил широкого распространения МЕТАМОРФИЗМ — преобразование пород под действием высокой температуры и (или) высокого давления, заключающееся в полной или частичной смене первичных минералов новыми — метаморфическими — минералами, обладающими, как правило, большей плотностью. Основные виды М.: а) региональный^ связанный с погружением пород на большие глубины в процессе формирования подвижных поясов; выделяется несколько последовательных зон регионального М: 1) зеленосланцевая, 2) эпидот-амфиболитовая, 3) соб

ственно амфиболитовая, 4) гранулитовая, 5) эклогитовая; типичные породы зон регионального М. — гнейсы, сланцы, амфиболиты, шунгиты и др ; б) контактовый, связанный с тепловым и химическим воздействием внедряющихся в породы интрузивных тел; типичные породы — роговики, скарны и др.; в) динамометаморфизм, связанный с односторонним давлением (стрессом), возникающим при складкообразовательных процессах, типичные породы — катаклазиты, милониты и др.

МЕТАМОРФИЗМ НЕФТИ —см. коэффициенты, превращения нефти.

МЕТАМОРФИЗМ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА — см. углефикация. МЕТАМОРФИЗМ ПОДЗЕМНЫХ ВОД — изменение химического состава подземных вод под влиянием разнообразных химических и физико- химических процессов. Если состав изменяется от гидрокарбонатно-нат- риевого к сульфатному, а затем к хлоридному, метаморфизм называется прямым. При изменении состава вод в обратном направлении метаморфизм носит название обратного. В практике гидрогеологических исследований М. п в. измеряется с помощью коэффициента метаморфизации подземных вод.

МЕТАН (СН4)—простейший алкан, первый член гомологического ряда СлН2п+2 (метановых углеводородов). В нормальных условиях М. — газ без цвета и запаха; мол. масса 16,03; Гкип = —161,4 °C; пл. по воздуху 0,554 (20°C); растворимость в воде 0,05563 (0°С), 0,03308 (20 °C), 0,0170 (100°C). В отличие от всех других УВ, М. не содержит углеродуглеродных связей, менее прочных, чем связи углерод — водород. Этим объясняется термическая прочность М. и его устойчивость к химическим воздействиям. М. легко загорается; ТВОСПЛ = 695 ~- 742 °C. Теплота сгорания М. 50,05 МДж/кг (25°C). Смеси М. с воздухом взрывоопасны; пределы взрываемости: нижний 5, верхний 15 об. %.

В литосфере Земли М. встречается как в свободном состоянии (в качестве основного УВ-компонента большинства природных газов), так в растворенном (в водах и нефтях) и сорбированном. Поверхностные

газы (почвенные, болотные), а также газы литосферы (свободные, растворенные и сорбированные) на глубине менее 1 км содержат М. преимущественно биохимического происхождения, образующий иногда промышленные скопления. На глубине более 1 км М. является одним из продуктов термического или термокаталитического разложения ископаемого ОВ, причем с глубиной соотношение между М. и его гомологами меняется в сторону увеличения М. На глубине более 6 км М.— практически единственный У В-продукт деструкции ОВ. Углеводородные компоненты сорбированных газов в гумусовом ОВ обычно содержат больше М., чем в сапропелевом ОВ. В составе водорастворенных газов содержание М. увеличивается с глубиной. Некоторая часть М. природных газов, возможно, имеет мантийное происхождение.

Наблюдаемые вариации изотопного состава углерода М. с глубиной пока не нашли однозначного объяснения. По данным некоторых исследователей, изотопно наиболее тяжелый М. [613С = —(0,3 4- 1,5) %] может быть связан с мантийным веществом, а наиболее легкий [д13С =—(6,0 44- 9,0) %] — с современными продуктами биохимического разложения ОВ. Для М. осадочных пород обычно д13С = —(2,5 4-5,8)%.

М. используется в качестве газообразного топлива и как сырье химической промышленности (для получения водяного газа, водорода, жидких УВ, спиртов и т. д.).

МЕТАНИЗАЦИЯ НЕФТИ — эволюция состава нефти под действием факторов катагенеза, приводящая к накоплению алканов (метановых УВ). Наиболее детально механизм М.н. был разработан А. Ф. Добрянским (1948). В соответствии с его представлениями, в зоне катагенеза под действием повышенных температур и природных алюмосиликатных катализаторов происходит постепенное превращение тяжелых первичных нефтей с высоким содержанием полиметиленовых циклов (цикланов') в легкие малосмолистые алкановые нефти, причем предельными продуктами М. н. являются метан и графит. Главную роль в этих превра

щениях играют реакции деструкции, приводящие к образованию низкоки- пящих фракций и к элиминированию части гетероатомов, и реакции диспропорционирования, особенно водорода, протекающие в простейшем случае по схеме

4СдНзд —> ЗС^Нгд+з + СдНзд—б- цикланы алканы арены

В качестве показателей уровня М.н. предложены разнообразные коэффициенты превращения нефти, основанные на соотношениях между параметрами, характеризующими свойства и состав нефти или ее фракций. В соответствии с современными представлениями, под действием факторов катагенеза меняется УВ- состав не столько самой нефти, сколько продуктов, генерируемых ОВ пород на разных этапах катагенеза.

МЕТАСОМАТОЗ — замещение горных пород с изменением химического состава, при котором растворение первичных минералов и отложение новых происходят почти одновременно, так что в течение этого процесса породы все время сохраняют твердое состояние. В нефтегазоносных толщах самые распространенные метасоматические процессы — карбо- натизация (например, обломочных или кремнистых пород), доломитизация (известняков) и т. д.

МЕТОД ВИБРОСЕЙСМИЧЕСКИЙ (вибросейс)—модификация сейсморазведки, основанная на возбуждении с помощью вибраторов длительных квазисинусоидальных колебаний с линейно изменяющейся частотой и постоянной амплитудой. При выделении сейсмических волн используется корреляционный анализ колебаний. Выбор частотного диапазона управляющего сигнала зависит от глубины залегания основных отражающих границ, от скоростных параметров разреза и характера геологических задач. Энергия возбуждаемых колебаний возрастает пропорционально длительности управляющего сигнала. Расшифровка регистрируемой сложной записи состоит в обнаружении и определении времени прихода сигналов, повторяющих форму возбужденного гене-

ратором управляющего сигнала, благодаря чему вибрационная запись преобразуется в обычную импульсную форму.

В М. в. возбуждение упругих волн производится обычно группой из 2—4 вибраторов, расстояние между которыми может достигать 100 м. Длина расстановки сейсмоприемников от 120 до 600 м и более. Широко применяется группирование приемников — до 20—40 приборов на канал. Наблюдения по М. в. обычно осуществляются посредством стандартного профилирования, нередко выполняемого через интервал («ходом коня»). В сложных сейсмогео- логических условиях используют метод «перемещений», основанный на регистрации колебаний в двух точках профиля. В этом случае возможно массовое группирование приемников— до 400—800 приборов на канал; число воздействий на трассу достигает 30 и более.

К преимуществам М. в. относятся малые затраты времени на возбуждение упругих волн, возможность управления в широких пределах спектром и поляризацией генерируемых колебаний, хорошая повторяемость отдельных воздействий вибраторов. Высокая помехоустойчивость М. в позволяет проводить работы в районах с высоким уровнем помех: в густонаселенных промышленных районах, в песчаных пустынях и т. д. М. в. эффективно используется при прогнозировании литологического состава слагающих разрез пород, изучении зон выклинивания продуктивных комплексов, прогнозировании зон развития АВПД, а также при прямых поисках залежей нефти и газа

МЕТОД ВЫЗВАННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ— основан на изучении вторичного электрического поля электрохимического происхождения, возникающего в горных породах под действием электрического тока и существующего некоторое время после выключения тока. В осадочных породах, характеризующихся ионной проводимостью, вызванная поляризация (ВП) возникает в результате электрокинетических явлений, диффузионных процессов и в основном зависит от состава и концентрации

И*

внутрипорового электролита, а также от структуры породы. В породах, , содержащих электронопроводящие минералы, ВП возникает в силу электрокинетических и электрохимических процессов. Над нефтяными залежами существуют ореолы эпигенетической сульфидной вкрапленности, создающие аномалии ВП. Это позволяет использовать М. ВП при прямых поисках месторождений. Возбуждение вторичного поля производится импульсами постоянного типа, а измерения выполняются в промежутках между этими импульсами. Основным измеряемым параметром является поляризуемость, равная напряженности вторичного поля в некоторый момент после выключения тока к полной напряженности поля в конце импульса тока.

МЕТОД КРАТНЫХ ПРОДОЛЬНЫХ И ОБМЕННЫХ ВОЛН —метод разведочной сейсмологии Основан на регистрации и анализе особенностей распространения кратных волн, воз никающих на границах раздела в земной коре при далеких землетрясениях Применяется в комплексе с методом обменных волн землетрясений (МОВЗ).

МЕТОД ОБМЕННЫХ ВОЛН —модификация сейсморазведки, основанная на использовании волн, вышедших из источника как продольные и обменявшие свой тип на границах в изучаемой толще. Наиболее эффективен М. о. в. в случае неглубокого залегания границ обмена, когда изучаемые волны почти весь путь проходят как поперечные. При использовании обменных волн не требуется применения специальных источников и селекции волн по признаку поляризации на приеме, как это имеет место в методе поперечных отраженных волн. Обычно достаточно регистрации фиксированных горизонтальных компонент волнового поля: радиальной, ориентированной на источник, или перпендикулярной к ней — тангенциальной

Метод используют для повышения точности, детальности геологических построений, оценки физико-механических свойств реальных геологических сред и прогноза их вещественного состава. Модификации метода применяют при мелкомасштабных

3 23

региональных исследованиях земной коры (МОВЗ) и при региональных работах в НГП для изучения положения кристаллического фундамента и границ в осадочной толще (МОПВ). Эффективно комплексирование М. о. в. с другими сейсмическими методами и материалами глубокого бурения. МЕТОД ОБМЕННЫХ ВОЛН ЗЕМЛЕТРЯСЕНИЙ (МОВЗ) —главный метод разведочной сейсмологии, основанный на использовании обменных преломленных волн, возникающих на границах раздела в земной коре и верхней мантии при естественных землетрясениях. Наибольший практический интерес в МОВЗ представляют материалы наблюдений обменных проходящих волн; их преобладающие частоты 1—5 Гц. Волны других типов используются ограниченно. Элементы залегания границ определяются по разности времени прихода А/ в пункт наблюдения первичной монотипной (продольной Р или поперечной S) и обменной (продольно-поперечной PS или поперечно-продольной SP) волн.

В модификации волн PS метод может быть использован практически в любом районе; причем наиболее полная информация отмечается при удалении регистрирующих станций от очагов землетрясений на 4— 8 тыс. км и более. В модификации волн SP это расстояние сокращается до 100—500 км. Способ SP обладает меньшей глубинностью (до 10— 15 км) по сравнению с модификацией PS (50—100 км). Совместное использование волн PS и SP повышает полноту и достоверность информации о строении земной коры Детальность расчленения разреза увеличивается в сейсмически активных рацрнах в результате использования волн PS и SP местных землетрясений. При благоприятных условиях МОВЗ приближается по геологической информативности к методу глубинного сейсмического зондирования (ГСЗ).

МЕТОД ОБМЕННЫХ ПРОХОДЯЩИХ ВОЛН (МОПВ) — модификация метода обменных волн, основанная на регистрации вертикальной и радиальной компонент волнового поля. По технико-методическим особенностям близок к методу прелом-

ленных волн (МПВ). Выбор системы наблюдений определяется глубинностью исследований, так как методика интерпретации данных МОПВ требует получения в первых вступлениях и прослеживания преломленных продольных волн от всех изучаемых границ, в том числе от самой глубокой. В МОПВ системы полевых наблюдений могут не предусматривать получения нагоняющих и встречных годографов — глубина за легания границ может быть определена по наблюдениям в одной точке. Метод используется при региональных исследованиях в НГП для изучения положения кристаллического фундамента и границ в осадочной толще. Эффективность МОПВ связана с надежностью определения природы обменных волн (границ обмена, лучевой схемы распространения волн в разрезе), что нередко затруднено, если нет дополнительных данных о волнах других типов или специальных наблюдений в глубоких скважинах.

МЕТОД ОБРАЩЕННОГО ГОДОГРАФА (МОГ)—модификация скважинной сейсморазведки, предназначенная для решения структурно-геологических задач в сложных сейсмо- геологических условиях с интенсивными регулярными и нерегулярными волнами-помехами. Сущность метода заключается в сочетании приемов скважинной и позиционной сейсморазведки, при котором возбуждение сигналов осуществляется близ земной поверхности вдоль системы профилей или по площади, а регистрация проводится с помощью вертикальных групп скважинных сейсмоприемников, погруженных в скважину на заданную глубину. Регистрация волн внутри среды на вертикальных профилях обеспечивает увеличение возможностей сейсморазведки благодаря более уверенному прослеживанию отраженных волн вне области распространения интенсивных приповерхностных волн-помех и многократных волн, образующихся в верхней части разреза. Расстояние между пунктами возбуждения 50— 200 м, длина годографа 1,2—2,0 км. При МОГ весьма эффективно применение невзрывных источников возбуждения.

МЕТОД ОБЩЕЙ ГЛУБИННОЙ ТОЧКИ (МОГТ) — модификация метода отраженных волн, основанная на использовании системы многократных перекрытий с последующим суммированием (накапливанием) отражений от общих участков границы при различном расположении источников возбуждения и приемников. Основу метода составляет суммирование отраженных волн по сейсмограммам ОГТ. Главное преимущество МОГТ состоит в возможности усиления однократно отраженных (полезных) волн на фоне многократных и обменных волн благодаря различиям в их кинематических характеристиках, а также статистическому подавлению случайных помех. Для преобразования совокупности сейсмозаписей во временной разрез в сейсмограмму ОГТ вводят кинематические поправки, обеспечивающие синфазное суммирование импульсов однократных волн. Многократные волны и др. регулярные помехи, отличающиеся от полезных волн эффективной скоростью, в процессе суммирования существенно ослабляются вследствие фазовых сдвигов.

По кинематическим особенностям волн-помех и полезных волн можно рассчитать параметры системы наблюдений МОГТ (длину годографа ОГТ, число каналов на сейсмограмме ОГТ, кратность перекрытия), при которых обеспечивается требуемое ослабление помех. Наибольшее применение находят системы наблюдений с кратностью перекрытия 6, 12, 24, 48. При полевых исследованиях используют фланговую и центральную системы наблюдений. При фланговой системе все пункты приема располагают по одну сторону от пункта возбуждения, при центральной — по обе стороны от него. Кратность перекрытия и длина годографа при центральной системе вдвое больше, чем при фланговой. В МОГТ часто используют выносные системы, при которых наблюдения осуществляются па некотором удалении от пункта возбуждения. Такие системы бывают как фланговыми, так и центральными (в последнем случае они могут быть несимметричными). База приема производственных систем МОГТ достигает 2—3 км.

МОГТ является ведущим методом при поисках и разведке нефтяных и газовых месторождений в самых р аз ноо бр аз ных сейсм огеологических условиях как на суше, так и на акваториях. Высокая информативность материалов МОГТ и практически неограниченные возможности цифровой регистрации, обработки и интерпретации получаемых данных позволяют использовать метод при решении широкого круга задач, связанных с прогнозом литолого-фациального состава разреза и с прямыми поисками залежей УВ.

МЕТОД ОСТРОНАПРАВЛЕННОГО ПРОФИЛИРОВАНИЯ (МОП) —модификация метода отраженных волн (МОВ). Используется для прослеживания полезных волн, которые регистрируются на фоне интенсивных волн-помех, приходящих не в плоскости профиля наблюдения (боковые волны). Снижение чувствительности метода к боковым волнам достигается применением симметричного по отношению к линии профиля поперечного группирования сейсмоприемников и источников возбуждения упругих волн.

МЕТОД ОТРАЖЕННЫХ ВОЛН (МОВ)—ведущий метод сейсмической разведки. Основан на регистрации упругих волн, отразившихся от геологических границ разделяющих породы с разным волновым сопротивлением. Основной системой наблюдений в МОВ является непрерывное профилирование, обеспечивающее корреляцию отраженных волн по кинематическим признакам вдоль всего профиля. Применяется однократное, полуторное и двойное профилирование, реже — дискретное профилирование (сейсмозондирование). В МОВ одновременно прослеживается большое число отражений в значительном (до 15—20 км и более) интервале глубин. В благоприятных сейсмогеологических условиях возможно выделение малоамплитудных (до 20—30 м) локальных поднятий, а также выделение и картирование маломощных (до 10—20 м) напластований разреза. По данным МОВ устанавливаются скоростные параметры отложений, используемые при вычислении глубины залегания отражающих границ и при оцейке

литологического состава пород разреза

Наибольшее применение метод нашел при изучении глубинного геологического строения осадочных бассейнов, при поисках и картировании в их разрезе объектов, перспективных на нефть и газ. Необходимость решения поисковых задач в различных сейсмогеологических условиях привела к разработке целого ряда модификаций метода. Широкое применение нашли .метод регулируемого направленного приема, метод обращенного годографа, метод дифракционных преобразований и др. Особенно развитию метода способствовал переход на цифровую регистрацию и на системы многократных перекрытий при полевых наблюдениях (метод общей глубинной точки, метод вибросейсмический). Цифровая обработка и новейшие способы визуализации получаемой информации обеспечивают качественно новый уровень методов геблогического анализа (стратиграфического, литологического, палеоструктурного и др.) при интерпретации сейсмических данных. Кроме традиционных структурных построений материалы МОВ используются при решении различных задач, связанных с прогнозом геологического разреза (литология, коллекторские свойства, прямое обнаружение залежей УВ и др.), при изучении тонкослоистых сред, поисках и разведке неантиклинальных ловушек нефти и газа.

МЕТОД ПЕРВЫХ ВСТУПЛЕНИЙ— простейшая модификация метода преломленных волн (МПВ), основанная на регистрации и изучении преломленных волн только в зоне их первых вступлений. Это позволяет упростить регистрирующую аппаратуру и методику полевых наблюдений. Метод применяется в несложных геологических условиях при наличии в изучаемом разрезе одной-двух резких и неглубоко залегающих преломляющих границ Эффективно может использоваться, например, при изучении столообразной плоской поверхности соляных ядер куполов, зоны малых скоростей и пр.

МЕТОД ПЛОСКОГО ФРОНТА — см. способ плоского фронта.

МЕТОД ПОПЕРЕЧНЫХ ОТРАЖЕННЫХ ВОЛН (МПОВ) —модификация сейсморазведки, основанная на изучении монотипных поперечных волн, возбуждаемых непосредственно источником и проходящих весь путь от источника до приемника как поперечные. Для возбуждения таких волн используются импульсные или вибрационные источники или специальные взрывы. Наиболее эффективно применение источников с управляемым направленным воздействием на среду, так как при этом возможны изменение поляризации возбуждаемых волн и селекция их по признаку поляризации волн в источнике и на приеме. Это позволяет изменять схемы наблюдений МПОВ в зависимости от характера геологических задач. Например, возбуждение и регистрация горизонтально поляризованных поперечных волн наиболее эффективны при изучении горизонтально-слоистых сред; изучение их анизотропии осуществляется с использованием волн, поляризованных в вертикальной плоскости. Схема возбуждения и параметры источника устанавливаются опытными работами.

МПОВ нашел наибольшее приме нение при решении нефтегазопоисковых задач. Метод эффективен при изучении геологического разреза со сравнительно небольшими углами падения отражающих границ, при поисках малоамплитудных локальных структур, изучении полого выклинивающихся напластований разреза, трассировании малоамплитудных разрывных нарушений, а также прирро- гнозе вещественного состава отложений. Решение задач прогнозирования геологического разреза (ПГР) особенно эффективно при комплекси- ровании МПОВ с методами обменных и продольных (МОВ) волн, материалы которых более полно характеризуют физико-механические свойства реальных геологических сред (упругие модули, коэффициенты затухания, коэффициенты анизотропии и др.). При больших углах наклона горизонтов и значительных угловых несогласиях резко возрастают трудности селекции волн по признаку направленности, и поэтому геологическая эффективность МПОВ снижа-

стся. Глубинность исследований метода ограничена сложностью создания мощных источников поперечных волн и обычно не превышает 3 км. МЕТОД ПРЕЛОМЛЕННЫХ ВОЛН — см. метод первых вступлений и метод преломленных волн корреляционный.

МЕТОД ПРЕЛОМЛЕННЫХ ВОЛН КОРРЕЛЯЦИОННЫЙ (КМПВ) — один из ведущих методов сейсмической разведки. Основан на регистрации и изучении преломленных (головных) волн, возникающих в слоях малой мощности и проходящих большую часть своего пути внутри этих слоев. В методе используется корреляционный принцип выделения и прослеживания преломленных волн не только в первых (см. метод первых вступлений), но и в последующих вступлениях. В КМПВ применяют различные системы непрерывного продольного и непродольного (поперечного) профилирования, обеспечивающие получение нагоняющих годографов. В процессе работ системы наблюдения могут изменяться в зависимости от глубинного геологического строения разреза, его скоростной характеристики, сейсмогеоло- гических и топографических условий наблюдения. При некоторых видах детальных исследований работы КМПВ могут выполняться по сети пересекающихся профилей при возбуждении из одного пункта взрыва. При малых глубинах исследования используют высокочастотную модификацию метода (свыше 60 Гц), при больших глубинах — низкочастотную (5—20 Гц).

Метод эффективен при изучении горизонтально-слоистых сред с небольшим числом горизонтов, существенно дифференцированных по скоростным параметрам. Его применение возможно в районах с высоким фоном многократных волн, при изучении сейсмически шероховатых границ (поверхность кристаллических или хемогенных образований), а также сред с вертикальными границами раздела. При разведке на нефть и газ метод используют для изучения поверхности и физического состава пород фундамента, для опенки общей мощности осадочного чехла, определения гипсометрии преломляю

щих горизонтов, выявления горизонтальных неоднородностей осадочных отложений, выявления и трассирования по площади дизъюнктивных нарушений и т. д. Метод особенно эффективен в комплексе с другими геофизическими методами (метод отраженных волн, каротаж скважин и др.). На базе КМПВ создана методика глубинного сейсмического зондирования (ГСЗ).

МЕТОД ПРОБНЫХ ОТКАЧЕК — метод ориентировочного определения фильтрационных свойств пласта одиночными скважиной, колодцем или другой горной выработкой, заключающийся в кратковременной откачке из них воды при одном или нескольких положениях динамического уровня (понижениях). М. п. о. обычно выявляет неустановившийся режим фильтрации жидкости в пласте. Большинство поисковых и разведочных па нефть и газ скважин исследуются па приток этим методом.

МЕТОД ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НА ОСНОВЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ АНАЛОГИЙ — метод количественной оценки перспектив нефтегазоносности, основанный на сравнительном геологическом анализе оцениваемого (расчетного) участка и хорошо изученного эталонного участка и на установлении характерных черт их сходства и различия, что дает возможность перенести среднюю плотность запасов нефти и газа эталонного участка на оцениваемый. При этом степень различия, определенная экспертным путем или методами математической статистики, учитывается с помощью коэффициента аналогии Метод применяется в двух модификациях* по средней плотности запасов и по запасам на осредненную структуру. В первом случае потенциальные запасы Q оцениваемого участка определяются (обычно в тоннах) по формулам

Q = FqK или Q = Vq'K, где F — площадь оцениваемого участка; q — ср плотность запасов на единицу площади эталонного участка, V— объем горных пород оцениваемого участка; q'— ср. плотность запасов на единицу объема по род эталонного участка; К— коэффициент аналогии (поправочный

коэффициент). Ср. плотность запасов на эталонном участке определяется путем деления суммарных разведанных запасов на общую площадь участка или на объем пород.

При расчете на осредненную структуру первоначально определяют ср. запасы, приходящиеся на одно месторождение на эталонном участке, путем деления всех разведанных запасов эталонного участка на число открытых в его пределах месторождений. Определяют также коэффициент успешности разведки на эталонном участке путем деления числа продуктивных структур на общее число структур, находившихся в разведке. Потенциальные ресурсы Q оцениваемого участка определяют по формуле

Q = qnK^K, где п — предполагаемое число структур на оцениваемом участке, q — ср. запасы, приходящиеся на одну структуру эталонного участка; К^— коэффициент успешности разведки эталонного участка; К — коэффициент аналогии.

Правильность количественной оценки ресурсов нефти и газа методом геологических аналогий зависит от степени обоснованности значения коэффициента аналогии.

МЕТОД ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ОБЪЕМНО-БАЛАНСОВЫЙ — способ оценки начальных потенциальных ресурсов УВ залежей, основанный на эмпирически установленной зависимости (балансе) между объемами природных резервуаров и объемами нефти и газа, заключенными в этих резервуарах в природных условиях. За основной объект оценки принимаются нефтегазовые системы разного ранга — от бассейна до единичной залежи нефти и газа. За объем природных резервуаров нефтегазовой системы принимается суммарный объем коллекторов, в которых происходят миграция, аккумуляция и консервация УВ. Потенциальные ресурсы УВ системы ПР ув (т) рассчитываются по формуле

^УВ^^^рФТ»

где Vp —объем природных резервуаров, км3; ф — коэффициент концен-

трации УВ, доли единицы, у — СР- плотность суммы УВ, г/см3.

Коэффициент концентрации определяется по аналогии с хорошо изученными эталонными объектами равного ранга; ср. плотность суммы УВ может быть принята 0,850 г/см3 Наибольшая достоверность метода обеспечивается при наличии информации, позволяющей достаточно точно оценивать объем природных резервуаров, пластовое давление, вероятное фазовое состояние скоплений УВ, и при правильном сравнении с эталонными объектами соответствующего .ранга. Наиболее эффективно применение метода для оценки нефтегазоносности целых бассейнов или их крупных частей.

МЕТОД ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ОБЪЕМНО-ГЕНЕТИЧЕСКИЙ — способ оценки прогнозных запасов УВ на основе осадочномиграционной теории их происхождения, связывающий количество генерированных нефти и газа с объемом осадочного выполнения бассейна и содержанием ОВ в этих породах. Главными теоретическими положениями метода являются зависимости состава и количества УВ от генетического типа исходного РОВ, от фациально-геохимических условий его преобразования на стадии диагенеза, интенсивности катагенетических преобразований погружающихся осадков, от количества миграционных потерь и от доли УВ, сохранившихся в залежах. Для расчетов необходимо иметь данные о массе и распределении различных типов РОВ в породах, о доле остаточного биту- моида в породах, о палеотемпературах и палеоглубинах осадочных толщ в бассейне. Метод применим только для объектов со сравнительно автономными процессами генерации и аккумуляции УВ. Оценка количества генерированных и поступивших в коллекторы жидких и газообразных УВ при современной разработке метода достаточно достоверна и служит верхним пределом возможного масштаба нефтегазообразования.

Для перехода от генерированных масс УВ к прогнозным ресурсам необходим учет количества жидких и газообразных УВ, рассеявшихся при миграции в породах и пластовых

водах. Стандартные модели расчета потенциальных ресурсов нефти Qp и газа Qp имеют следующий вид:

п

Qp^^K^VfiB^-Q^, / = 1

<г;=п^гЕ^°вурхЛ-<гп.

1=1

где Qn — объем естественных потерь УВ из сформировавшихся залежей; т]—ср. плотность пород, т/м3; Ка— коэффициент аккумуляции; К»— коэффициент эмиграции на ГФН; Кт— то же, для ГФГ; Vi — объем потенциально нефтегазоматеринской толщи в пределах выделенной зоны катагенеза; ОВ” — средневзвешенная концентрация ОВ сапропелевого типа в породе, вес. %; OBJ — то же, для ОВ гумусового типа; рхл — битумо- идный (или углеводородный Рув) коэффициент, % от ОВ.

Коэффициент Кэ может быть рассчитан по соотношению сингенетичных и эпигенетичпых битумоидов в породе; Ка выбирается по аналогии; объем потерь Qn определяется экспертным путем. В тех случаях, ког- гда возможный приток УВ из соседних областей превышает потери Qo, этот член вводится в формулу со знаком плюс. В настоящее время имеется несколько модификаций рассматриваемого метода, основанных на разных моделях нефтегазообразо- вания.

МЕТОД ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ОБЪЕМНО-СТАТИСТИЧЕСКИЙ— способ расчета начальных потенциальных ресурсов УВ залежей на основе эмпирически полученных статистических (регрессионных) зависимостей между объемом осадочного выполнения в хорошо разведанных нефтегазоносных бассейнах и заключенным^ в них начальными запасами УВ (по массе) V ==/(V). В простейшем виде Q =

- KV. Метод разрабатывался для бассейнов разного тектопотипа, по коэффициент К (представляющий собой удельную плотность ресурсов, тыс, т/км3) сильно колеблется в за-

висимости от принятой классификации бассейнов и объема эталонной выборки Более точны модели, учитывающие не весь объем осадочного чехла, а лишь объем, генерирующий УВ, который обычно охватывает глубины более 1,5—2 км от поверхности, что сближает этот метод с объемно-генетическим.

Метод применим к замкнутым (целостным) нефтегазоносным системам и обычно используется для оценки слабо изученных бассейнов и про- винций. Но при этом необходимо учитывать вероятность встречи с непродуктивными бассейнами. Точность метода невысока — верхние и нижние границы результата (при доверительном интервале 0,9) в 3—4 раза отличаются от наиболее вероятной оценки. Достоинства метода — простота расчетов» минимум исходной информации (нужны лишь карты изопахит осадочного чехла), отсутствие субъективно выбираемых показателей. Представительность объемно-статистических моделей определяется широтой информационной базы, включающей все наиболее разведанные НГБ мира.

МЕТОД ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПО НАИСЛАБЕЙШЕМУ ЗВЕНУ — способ оценки начальных потенциальных ресурсов УВ и выбора параметров, определяющих нефтегазоносность в оцениваемом объекте, основанный на том, что нефтегазоносность системы определяется ее наислабейшим звеном При этом полагается, что каждый из показателей нефтегазоносности может принимать значения, при которых присутствие УВ в рассматриваемом объекте становится невозможным, и никакое улучшение качества других показателей не может изменить режима системы. Так, если в бассейне благоприятны все показатели, но отсутствуют покрышки, то его нефтегазоносные возможности будут определяться именно этим показателем. Применение принципа наислабейшего звена при оценке прогнозируемых залежей сводится к установлению геологических параметров, определяющих минимальный уровень удельных запасов УВ объекта Выбранные значения удельных запасов умножают на объем осадков бассейна и

получают потенциальные ресурсы данного бассейна.

В качестве показателей при прогнозировании нефтегазоносности бассейнов этим методом используются: 1) объем осадочных толщ, выполняющих бассейн; 2) максимальные мощности осадков; 3) масштаб мезо- кайнозойских движений, 4) объем отложений, погруженных на глубину более 2 км; 5) объем отложений, погруженных на глубину более 4 км; 6) доля карбонатных отложений в разрезе; 7) доля отложений морского происхождения; 8) доля песчаных образований в терригенной части разреза; 9) возраст мегакомплексов, слагающих разрез; 10) число мегакомплексов. Для всех этих показателей существуют эмпирически установленные связи с удельной плотностью запасов

МЕТОД ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПО СКОРОСТИ ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ — разновидность объемно-статистических методов прогноза нефтегазоносности. Скорость осадконакопления рассчитывается по отношению объема пород осадочного чехла к суммарному времени его образования. Метод предназначен для ранних стадий освоения НГБ с достаточной замкнутостью и сравнительно равномерной скоростью осадконакопления. На основе анализа материалов по 23 наиболее изученным НГБ мира И. И. Нестеровым и В. В. Потеряевой было рассчитано линейное уравнение регрессии

Q = 3,7117 — 6,482,

где Q — начальные потенциальные ресурсы УВ, млн. т; 17 — объемная скорость осадконакопления, км3/млн лет. Методика позволяет оценивать лишь порядок величины потенциальных ресурсов нефти и газа.

МЕТОД ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЭКСПЕРТНЫЙ — способ оценки начальных потенциальных ресурсов УВ залежей, основанный на использовании опыта, эрудиции и интуиции крупных специалистов. Экспертная оценка проводится одним или группой специалистов; в последнем случае могут быть применены формализованные способы организации экспертизы и обработки результатов. Экспертным путе^ оце-

ниваются как ресурсы УВ объекта, так и промежуточные параметры, недостающие для оценки перспектив нефтегазоносности другими методами (например, коэффициент аналогии при сравнительно-геологическом методе) . Достоверность результатов определяется как выбором экспертов, так и организацией экспертизы.

МЕТОД ПРОСЛЕЖИВАНИЯ УРОВНЯ (давления)—заключается в периодическом определении положения динамического уровня (давления) в скважине (или на ее устье) после прекращения откачки (или после прекращения фонтанирования). Результаты наблюдений изображаются графически в виде кривой восстановления уровня, обработка которой по специальным методикам позволяет определять фильтрационные параметры пласта в призабойной и удаленной его частях. Кроме того, метод используется для определения статического уровня (давления) и для ориентировочной оценки притока в скважину при неустановившемся режиме фильтрации.

МЕТОД ПРЯМЫХ ПОИСКОВ БИ- туминологический — основан на изучении ОВ горных пород в приповерхностных частях разреза с целью выявления ореолов рассеяния жидких У В, мигрирующих по зонам повышенной проницаемости пород от залежей к земной поверхности. Пробы пород отбирают как на поверхности, так и по разрезу специальных геохимических скважин. Метод выявляет генетическую природу битумои- дов, определяет количество и характер площадного распределения эпигенетических разностей, для чего используется весь комплекс лабораторных методов битуминологического анализа.

МЕТОД ПРЯМЫХ ПОИСКОВ ГАЗОГЕОХИМИЧЕСКИЙ — основан на изучении состава газов горных пород в приповерхностных частях разреза, в нижних частях гидросферы и атмосферы с целью выявления аномальных полей концентраций (главным образом УВ), обязанных своим происхождением рассеянию газов из месторождений и залежей. Пробы газа отбирают как на земной поверхности, так и в специальны^ геохимических неглубоких сква*

жинах. Присутствие в газе повышенных по отношению к фону содержаний УВ (от метана до гексана) является прямым показателем нефтегазоносности недр. Метод наиболее эффективен в областях, тектонически активных в новейший этап развития. Морфологически аномалии имеют чаще всего кольцевой и пятнистый характер. Рассматриваемый метод вне комплекса с другими методами прямых поисков месторождений не дает достоверных результатов.

МЕТОД ПРЯМЫХ поисков гид- РОГЕОХИМИЧЕСКИЙ — основан на изучении солевого и газового состава пластовых вод и водорастворенного ОВ в нижних частях гидросферы с целью выявления аномальных полей концентраций (главным образом УВ и водорастворенного ОВ), обязанных своим происхождением рассеянию УВ из месторождений и залежей. Пробы воды отбирают как на земной поверхности, так и в специальных геохимических скважинах. Присутствие в составе водорастворенных газов повышенных по отношению к фону содержаний УВ, а в составе вод — бензола, толуола, фосфора, аммония является прямым показателем нефтегазоносности недр. Метод наиболее эффективен в областях, тектонически активных в новейший этап развития. Рассматриваемый метод вне комплекса с другими методами прямых поисков месторождений не дает достоверных результатов.

МЕТОД ПРЯМЫХ ПОИСКОВ ЛИТОГЕОХИМИЧЕСКИЙ — основан на изучении горных пород в приповерхностных частях разреза с целью выявления изменений их состава и свойств вследствие развития физико-химических процессов на границе газ — порода — вода под воздействием миграции УВ из залежей к земной поверхности. Пробы пород отбирают как на земной поверхности, так и в специальных геохимических скважинах. Присутствие в Породах повышенных по отношению к фону концентраций Fe, Со, Мп, Ni, V, Ti и др. микроэлементов, специфических минеральных новообразований (сульфиды, карбонаты), а также аномальные значения pH и окислитель

но-восстановительного потенциала, изменения цвета, плотности, упругости, диэлектрической проницаемости и др. физических свойств могут указывать на миграцию УВ из залежей к земной поверхности. Современные методы исследований позволяют фиксировать изменения состава и свойств горных пород на значительном удалении от залежей УВ. Рассматриваемый метод вне комплекса с другими методами прямых поисков месторождений не дает достоверных результатов.

МЕТОД ПРЯМЫХ ПОИСКОВ МИКРОБИОЛОГИЧЕСКИЙ — основан на изучении биоценоза углеводород- окисляющих бактерий в приповерхностных частях разреза, грунтах, почвенном воздухе и придонных водах. Колонии этих бактерий развиваются в местах выходов на земную поверхность УВ, рассеивающихся из скоплений, расположенных на глубине. Индикаторами наличия скоплений УВ в разрезе являются бактерии, окисляющие газообразные гомологи метана и низкомолекулярные я-алка- ны, особенно те из бактерий, которые окисляют пропан, бутан и отчасти пентан. Информативными являются также количественные соотношения указанных бактерий между собой и с другими микроорганизмами в биоценозе, например с сапрофитами, сульфатврсстанавливающими и др. Метанокисляющие бактерии не рассматриваются в качестве индикаторных на нефть и газ, так как в верхних горизонтах пород и в современных осадках водоемов происходит активная генерация метана -

Преимущества микробиологического метода заключаются в большей чувствительности его по сравнению с газогеохимическим методом в случае слабого потока мигрирующих УВ, в приуроченности бактериальных аномалий обычно к центральным частям продуктивных площадей (при сравнительно малом смещении), в невысокой стоимости полевых и лабораторных работ. Метод наиболее эффективен при рекогносцировочных съемках по водоисточникам, при поисках залежей неантиклинального типа; применяется в комплексе с другими геохимическими методами.

МЕТОД РАДИОАКТИВНЫХ ИЗОТОПОВ— измерение интенсивности гамма-излучения радиоактивных изотопов, введенных в скважину в составе либо газов, либо водных растворов, либо твердых активированных веществ. Сравнение кривых гамма-каротажа, зарегистрированных до и после введения изотопов в скважину, позволяет решать некоторые геологические, технические и нефтепромысловые задачи. Среди них: 1) выделение в разрезе поглощающих пластов и интервалов; 2) определение направления и скорости потоков вод при гидрогеологических исследованиях,- а также потоков нагнетаемых вод и газов при вторичных методах эксплуатации; 3) выявление мест повреждения в колонне, интервалов затрубной циркуляции, интервалов перфорации и т. д. Применение специального радиоактивного инжектора позволяет определять скорость потока жидкости в стволе эксплуатационных и нагнетательных скважин.

МЕТОД РЕГУЛИРУЕМОГО НАПРАВЛЕННОГО ПРИЕМА (МРНП) — модификация метода отраженных волн, основанная на переменном разновременном суммировании воспроизводимых сейсмических записей с переменной частотной фильтрацией, ориентированной на выделение высокочастотных составляющих. Метод позволяет расщеплять интерференционную волновую запись на составляющие ее элементарные плоские волны, пришедшие к базе наблюдения с разных направлений. МРНП является эффективным средством анализа сложных волновых полей, регистрируемых специальной аппаратурой на малых (120— 240 м) базах наблюдения. Основным критерием выделения волн служит угол подхода их к земной поверхности, т. е. кажущаяся скорость. Одновременно используются и др. признаки: амплитуда импульса, форма записи колебаний, время прихода волны. В МРНП обеспечивается более высокое разрешение записей по параметру кажущейся скорости, чем в обычных методах регистрации, г Это позволяет выделять на записях регулярные волны в условиях их сложной интерференции, когда принци-

пы фазовой корреляции неприме нимы.

Метод эффективен при изучении сложно построенных геологических объектов: солянокупольных структур, рифовых массивов, районов с отчетливо выраженной складчатостью, зон выклинивания, а также при выделении и трассировании тектонических нарушений. Наилучшим образом высокая разрешающая способность МРНП реализуется при обогащении спектров регистрируемых волн высокочастотными компонентами, что требует применения специальных приемов возбуждения и регистрации волн.

МЕТОД СЕЙСМИЧЕСКИЙ ПОЛЯРИЗАЦИОННЫЙ — метод сейсморазведки, используемый для изучения волнового поля разреза. Основан на комбинировании пространственных систем направленного приема колебаний (позволяющем совместное изучение особенностей распространения волн в среде) и поляризации колебаний в точке приема Реализуемая возможность определения природы регистрируемых волн, их характеристик используется при выборе оптимальной системы полевых наблюдений, а также при определении графа обработки сейсмической информации. Наблюдения могут быть профильными и точечными, эффективно комплексирование М. с. п с вертикальным сейсмическим профилированием в скважинах. Высокая геологическая эффективность М. с. п. установлена при изучении сложных разрезов

МЕТОД ТЕЛЛУРИЧЕСКИХ ТОКОВ (МТТ) — в основе метода лежит одновременное наблюдение короткопе- риодных изменений напряженности электрической составляющей естественного электромагнитного земного поля в двух точках. Одна из них (базисная) при всех измерениях остается па месте, другая (полевая) перемещается по изучаемой площади. Сравнение напряженности поля в этих точках определяет относительную напряженность поля. Карты и профили относительной напряженности, а также ряда др. параметров отражают рельеф поверхности опорного горизонта высокого сопротивления, позволяя получать о нем ка-

чсствснное представление. При использовании параметрических исследований (например, электрических зондирований с привлечением данных каротажа или сейсмической разведки) возможен переход к определению глубины залегания опорного горизонта. МТТ имеет высокую производительность и применяется для региональной разведки, а в благоприятных условиях — и для поисков локальных структур. Существенное преимущество МТТ перед методами ВЭЗ и ДЗ заключается в возможности исследования отложений под промежуточными горизонтами высокого сопротивления, которые экранируют постоянный электрический ток. В настоящее время на смену МТТ пришел более информативный и производительный метод — КМТП.

МЕТОД УСТАНОВИВШИХСЯ ОТБОРОВ — метод исследования скважин на приток. Основан на наблюдениях за установившимися режимами работы скважины при нескольких понижениях динамического уровня жидкости в ее стволе. При каждом положении уровня измеряют установившийся дебит скважины и установившееся динамическое забойное или устьевое (при фонтанировании) давление. Результаты измерений выражают графически в виде индикаторной диаграммы, позволяющей определять дебит в зависимости от динамического давления при установившемся режиме фильтрации жидкости в пласте.

МЕТОД ШИРОКОГО ПРОФИЛЯ — модификация метода общей глубинной точки, основанная на использовании одновременного многократного профилирования по нескольким параллельным профилям (обычно через 200—300 м), образующим широкий профиль (или сейсмополосу). Возможны различные сочетания расположения пунктов возбуждения и приема на местности. В простейшей сейсмополосе пункты приема располагаются на центральном профиле, а возбуждение волн осуществляется на остальных параллельных профилях. Часто используется обратная схема обработки сейсмополосы, когда пункты возбуждения размещаются вдоль одного — центрального — профиля. В морской сейсморазведке

метод включает две-три параллельные косы при одном-двух источниках возбуждения.

Метод применяют при необходимости непрерывного прослеживания пространственного положения границ раздела и получения информации о разрезе в направлении, перпендикулярном к профильным .наблюдениям. Его использование эффективно при изучении сложно построенных структур и стратиграфических ловушек, когда характер разреза может быстро меняться по площади (русловые пески, песчаные береговые бары, рифы и т. д.). Сейсмополоса содержит дополнительные многократные перекрытия, что в целом повышает эффективность применяемых при обработке интерференционных систем. При обработке М. ш. п. возможно выделение боковых волн. МЕТОДИКА ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧ- *НЫХ РАБОТ — совокупность принципов и методов практического выполнения геологоразведочных задач по оценке перспектив нефтегазоносности, поискам и разведке месторождений нефти и газа в конкретных геологических условиях и в соответствии с требованиями к результатам геологоразведочных работ. М. г. р. базируется на принципах, которые являются результатом развития теоретических основ нефтегазовой геологии, а также анализа и обобщения практики поисков, разведки и освоения месторождений нефти и газа в разнообразных геологических условиях. Основополагающими методическими принципами являются: рациональная полнота исследований (рациональные пределы поисков -и разведки); последовательное приближение к конечным результатам (стадийность геологоразведочных работ); относительная равномерность в изучении объектов (равная достоверность), наименьшие затраты времени, труда и материальных средств. МЕТОДЫ АНАЛИЗА ВОД— методы количественного химического анализа, задачей которого является определение содержания в водах тех или иных растворенных веществ. Главными являются: 1) метод весового анализа, основанный на взвешивании имеющих определенный состав нерастворимых осадков, получающихся

при реакции между искомым компонентом и рабочим реактивом; 2) метод объемного анализа, основанный на измерении объема рабочего реактива известной концентрации, потраченного на реакцию с определяемым веществом; 3) электрохимические методы, основанные на использовании электричества для количественного выделения из раствора определяемого компонента или для фиксирования конца реакции между определяемым компонентом и рабочим реактивом; 4) оптические методы, к которым относятся колориметрический анализ, нефелометрический анализ, основанный на сравнении мутностей исследуемого и стандартных растворов, и спектральный анализ, основанный па наблюдении интенсивности характерных для данного элемента спектральных линий

МЕТОДЫ ВОЗБУЖДЕНИЯ ПРИТОКА В СКВАЖИНУ —приток жидкости (газа) в ствол скважины во всех случаях вызывается путем снижения в нем давления, что достигается: 1) заменой промывочной жидкости чистой (технической) водой, реже нефтью; 2) снижением уровня жидкости в стволе различными способами. Допустимое понижение уровня (давления) определяется техническим состоянием ствола скважины, устойчивостью вскрытых пород (их сцементированностью, трещиноватостью, пластичностью) и обычно не превышает 2/3 расстояния от устья скважины до вскрытого пласта. При отсутствии притока или при его незначительной величине проводят дополнительную промывку забоя водой, осуществляют кислотную обработку вскрытых пород, гидроразрыв, повторную перфорацию обсадной колонны или торпедирование.

МЕТОДЫ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ДИСТАНЦИОННЫЕ— методы, в основном опирающиеся на дешифрирование аэрофото- и космоснимков — расшифровку содержания фото- и тслсизображений участков местности, выполненных в интервалах видимой и инфракрасной зон спектра. Дешифрирование осуществляется как визуально, так и при помощи сложной фотограмметрической аппаратуры. Съемка из космоса проводится на высотах от 150 до

1000 км с околоземных орбит и на значительно больших расстояниях с космических кораблей и аппаратов, предназначенных для изучения других планет. Разрешающая способность космических фотоснимков достигает 40 м, телевизионных 1—Зкм.

Изучение космоснимков позволяет выделять региональные и глобальные геоструктуры, оценивать динамику тектонических процессов, анализировать глубинное строение территории, структурные закономерности распределения полезных ископаемых, в том числе нефти и газа, а также составлять обзорные геологические и тектонические карты больших территорий. Результаты периодических космических съемок дают возможность изучать динамику современных физико-геологических процессов, особенно осадконакопления и рельефо- образования. Признаки, используемые при дешифрировании космоснимков, в основном те же, что и при дешифрировании аэрофотоснимков. Существенные различия заключаются в том, что на космоснимках происходит естественная генерализация изображения объектов, интеграция отдельных черт строения в крупные системы, не улавливаемые на аэрофотоснимках. Уникальной особенностью космических снимков является возможность охвата всего явления в целом. Дистанционные методы сопровождаются полевой наземной привязкой выбранных эталонных участков или объектов

МЕТОДЫ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИНЫ — составляют значительную и важную часть исследований, проводимых в бурящихся и добывающих скважинах. К этим методам относятся: термометрия — измерение температуры по стволу скважины; инклинометрия — измерение зенитного угла и азимута наклона скважины; кавернометрия — измерение ср. диаметра скважины; профи- леметрия — измерение размера и определение формы поперечного сечения скважины. Широко используются методы контроля качества цементирования скважины, которые позволяют определять высоту подъема цемента в затрубном пространстве и оценивать качество сцепления

цемента с обсадной колонной и горными породами.

Применяются и др. методы, позволяющие контролировать состояние обсадной колонны, выявлять в ней дефекты и повреждения, определять местоположение соединительных муфт, оценивать качество перфорации, находить место прихвата бурильной колонны и т. п. В ряде случаев для контроля технического состояния скважины привлекаются методы каротажа, которые в благоприятных условиях дают возможность оценивать пластовые давления, выделять поглощающие или отдающие интервалы в разрезе скважины и т. д. В свою очередь результаты методов контроля используются при комплексной интерпретации каротажных материалов.

МЕТОДЫ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ОПРОБОВАНИЯ ПЛАСТОВ — вызов притока пластового флюида с помощью специальных аппаратов, спускаемых в скважину на каротажном кабеле или бурильных трубах, с целью определения характера насыщения испытуемого интервала. Опробователи на кабеле снабжены управляемой с земной поверхности гидравлической системой, герметически прижимающей пробоотборник к стенке скважины, а также баллонами, в которые благодаря разнице давлений в аппарате и в пласте поступает флюид из прискважинной зоны пласта. Отобранная проба анализируется в лаборатории на компонентный химический состав, что позволяет сделать заключение о характере насыщения пласта.

Испытатели на трубах позволяют получать больше информации, так как они дают возможность создавать большую депрессию на пласт. Эти испытатели снабжены глубинными манометром и термометром. Испытатель устанавливается в выбранном интервале, который при помощи пакерующего устройства изолируется от верхней части разреза скважины (либо от верхней и нижней — при двухпакерной системе). Кроме определения характера насыщения испытатель позволяет оценивать пластовое давление, ср эффективную проницаемость, дебит притока И т. и,

МЕТОДЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ ВТОРИЧНЫЕ— см. методы интенсификации нефтедобычи.

МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД — предназначены для определения важнейших параметров пород- коллекторов. Выделяются три основных класса методов: лабораторные, гидродинамические и промысловогеофизические. Важнейшие из них перечислены в табл. М.2. Лабораторные методы используются на всех этапах изучения коллекторов и основаны на исследовании в лабораторных условиях поднятого из скважин керна или собранных на обнажениях коренных пород образцов. Полученные физическими методами данные о пористости, проницаемости, водо- нефтенасыщенности и остаточной во- донасыщенности являются наиболее достоверными и используются при подсчете запасов месторождений и при составлении проекта их разработки Петрографические методы служат для ориентировочной оценки пористости, параметров микротрещиноватости; чаще всего они используются на первых этапах поисков и разведки. Получаемые с их помощью данные должны носить массовый характер с последующей статистической обработкой результатов для получения усредненных значений по всему рассматриваемому участку разреза.

В отличие от лабораторных, гидродинамические методы автоматически осредняют исследуемые параметры по всей призабойной зоне скважины. Их использование требует дополнительных данных о мощности пласта, вязкости насыщающей пласт жидкости (метод пробных откачек) или пористости пород, а также о коэффициентах сжимаемости пор и насыщающей их жидкости (методы нестационарной фильтрации). Гидродинамические методы являются необходимым элементом исследования месторождений на этапах их разведки и составления проекта разработки. Промыслово-геофизические методы отличаются от других тем, что получаемые с их помощью данные о коллекторских свойствах пород имеют, как правило, относительный характер Поэтому они служат

Методы исследованияОпределяемые коллекторские свойстваМетоды и способы определенияЛабораторныеФизическиеАбсолютная пористость Открытая пористостьПлотностьАбсолютная проницаемостьОтносительная фазовая проницаемостьВодонасыщенность Нефтенасыщенность Остаточная водонасыщенностьНефтеотдачаМельчераВолюметрический; насыщения (Преображенского)Насыщения (Преображенского)Нестационарной фильтрации; стационарной фильтрацииСтационарной двухфазной фильтрации; вытеснения (Велджа)ЭкстрагированияЭкстрагированияВытеснения; центрифугирования; испаренияПо остаточной водонасыщен- ностиКарбонатностьГазометрическийПетрографиПористостьСекущих; точекческиеТрещинная пористостьТрещинная проницаемостьПлотность трещиноватостиШлифов ВНИГРИ; пришлифо- вок УкрНИГРИШлифов ВНИГРИ; пришлифо- вок УкрНИГРИШлифов ВНИГРИ; пришлифо- вок УкрНИГРИГидродинамическиеСтационарная фильтрацияПроницаемостьПробных откачек (индикаторных кривых); интерференции скважинНестационарПьезопроводность (пориВосстановления давления вная фильтрациястость, проницаемость, сжимаемость)скважине; гидропрослушиванияПромыслово-геоПористость, водонасыщенСобственных потенциалов; кафизическиеностьжущегося сопротивления;, нейтронный гамма-каротаж , (НГК) и др.Методы исследованияОпределяемые коллекторские свойстваМетоды и способы определенияЛабораторныеФизическиеАбсолютная пористость Открытая пористостьПлотностьАбсолютная проницаемостьОтносительная фазовая проницаемостьВодонасыщенность Нефтенасыщенность Остаточная водонасыщенностьНефтеотдачаМельчераВолюметрический; насыщения (Преображенского)Насыщения (Преображенского)Нестационарной фильтрации; стационарной фильтрацииСтационарной двухфазной фильтрации; вытеснения (Велджа)ЭкстрагированияЭкстрагированияВытеснения; центрифугирования; испаренияПо остаточной водонасыщен- ностиКарбонатностьГазометрическийПетрографиПористостьСекущих; точекческиеТрещинная пористостьТрещинная проницаемостьПлотность трещиноватостиШлифов ВНИГРИ; пришлифо- вок УкрНИГРИШлифов ВНИГРИ; пришлифо- вок УкрНИГРИШлифов ВНИГРИ; пришлифо- вок УкрНИГРИГидродинамическиеСтационарная фильтрацияПроницаемостьПробных откачек (индикаторных кривых); интерференции скважинНестационарПьезопроводность (пориВосстановления давления вная фильтрациястость, проницаемость, сжимаемость)скважине; гидропрослушиванияПромыслово-геоПористость, водонасыщенСобственных потенциалов; кафизическиеностьжущегося сопротивления;, нейтронный гамма-каротаж , (НГК) и др.ТАБЛИЦА М.2ТАБЛИЦА М.2Методы исследования коллекторских свойств горных породМетоды исследования коллекторских свойств горных породв основном для сопоставления разрезов скважин и для определения границ изучаемых горизонтов.

Методы исследования

Определяемые коллекторские свойства

Методы и способы определения

Лабораторные

Физические

Абсолютная пористость Открытая пористость

Плотность

Абсолютная проницаемость

Относительная фазовая проницаемость

Водонасыщенность Нефтенасыщенность Остаточная водонасыщенность

Нефтеотдача

Мельчера

Волюметрический; насыщения (Преображенского)

Насыщения (Преображенского)

Нестационарной фильтрации; стационарной фильтрации

Стационарной двухфазной фильтрации; вытеснения (Велджа)

Экстрагирования

Экстрагирования

Вытеснения; центрифугирования; испарения

По остаточной водонасыщен- ности

Карбонатность

Газометрический

Петрографи

Пористость

Секущих; точек

ческие

Трещинная пористость

Трещинная проницаемость

Плотность трещиноватости

Шлифов ВНИГРИ; пришлифо- вок УкрНИГРИ

Шлифов ВНИГРИ; пришлифо- вок УкрНИГРИ

Шлифов ВНИГРИ; пришлифо- вок УкрНИГРИ

Гидродинамические

Стационарная фильтрация

Проницаемость

Пробных откачек (индикаторных кривых); интерференции скважин

Нестационар

Пьезопроводность (пори

Восстановления давления в

ная фильтрация

стость, проницаемость, сжимаемость)

скважине; гидропрослушивания

Промыслово-гео

Пористость, водонасыщен

Собственных потенциалов; ка

физические

ность

жущегося сопротивления;

, нейтронный гамма-каротаж , (НГК) и др.

Методы исследования

Определяемые коллекторские свойства

Методы и способы определения

Лабораторные

Физические

Абсолютная пористость Открытая пористость

Плотность

Абсолютная проницаемость

Относительная фазовая проницаемость

Водонасыщенность Нефтенасыщенность Остаточная водонасыщенность

Нефтеотдача

Мельчера

Волюметрический; насыщения (Преображенского)

Насыщения (Преображенского)

Нестационарной фильтрации; стационарной фильтрации

Стационарной двухфазной фильтрации; вытеснения (Велджа)

Экстрагирования

Экстрагирования

Вытеснения; центрифугирования; испарения

По остаточной водонасыщен- ности

Карбонатность

Газометрический

Петрографи

Пористость

Секущих; точек

ческие

Трещинная пористость

Трещинная проницаемость

Плотность трещиноватости

Шлифов ВНИГРИ; пришлифо- вок УкрНИГРИ

Шлифов ВНИГРИ; пришлифо- вок УкрНИГРИ

Шлифов ВНИГРИ; пришлифо- вок УкрНИГРИ

Гидродинамические

Стационарная фильтрация

Проницаемость

Пробных откачек (индикаторных кривых); интерференции скважин

Нестационар

Пьезопроводность (пори

Восстановления давления в

ная фильтрация

стость, проницаемость, сжимаемость)

скважине; гидропрослушивания

Промыслово-гео

Пористость, водонасыщен

Собственных потенциалов; ка

физические

ность

жущегося сопротивления;

, нейтронный гамма-каротаж , (НГК) и др.

ТАБЛИЦА М.2

ТАБЛИЦА М.2

Методы исследования коллекторских свойств горных пород

Методы исследования коллекторских свойств горных пород

МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ НЕРАСТВОРИМОГО ОВ — включают главным образом химические, углепетрографические и физические методы. Объектами исследований являются концентраты нерастворимого ОВ зольностью до 20 %, получаемые в результате растворения минеральных компонентов породы соляной и плавиковой кислотами. При химических ис-

следованиях определяют технический (влага, зола, пиритная сера, выход летучих веществ) и элементный состав (С, Н, N, S) нерастворимого ОВ, выполняют фракционирование концентрата для выделения нерастворимых форм гуминовых и сапропелевых кислот, определяют в нем кислородсодержащие функциональные группы и дают характеристики химико-вещественного состава посо- держанию липоидных и гуминоро- гумоидных компонентов,

При углепетрографических исследованиях определяются микроком- понентный состав для характеристики генетического типа РОВ и степень (градация) катагенеза РОВ. Физические методы изучения нерастворимого ОВ направлены на анализ его химической структуры. Для этого применяются рентгеноструктурный анализ, ядерно-магнитный и парамагнитный резонанс, инфракрасная и ультрафиолетовая масс-спектрометрия и др. методы. Аналогичный комплекс методов используется при изучении твердых нерастворимых природных битумов (керитов, антраксолита и частично асфальтита).

МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ОСАДОЧНЫХ ГОРНЫХ ПОРОД ПЕТРОГРАФИЧЕСКИЕ — включают способы качественного и количественного определения различных характеристик пород под поляризационным микроскопом в проходящем и отраженном свете. Качественно оцениваются цвет пород, их структура и текстура, морфология зерен, тип цементации, наличие трещин и их минеральное выполнение, наличие органических остатков и т. п. Среди количественных наиболее разработаны и широко применяются при изучении нефтегазоносных отложений следующие методы.

1. Подсчеты гранулометрического состава обломочных пород, проводимые с помощью окуляр-микрометра Обычно измеряют размеры 50— 100 зерен, причем либо только по одной из осей зерна (длинной или короткой), либо по двум. Разрабатываются приемы, позволяющие переходить от ситовой гранулометрии к гранулометрии по шлифам, что особенно важно при изучении уплотненных пород, в которых искусственная дезинтеграция искажает размеры зерен 2. Подсчеты вещественного состава обломочных пород, проводимые либо по линии (учитываются компоненты породы, пересекаемые крестом нитей), либо по площади (учитываются все компоненты шлифа породы, попадающие в поле зрения). Подсчитывают обломочные зерна и компоненты цемента Из обломочных зерен обычно фиксируют кварц, калиевые полевые шпаты, кис»

лые и средние (4-основные) плагиоклазы, обломки кремнистых, глинистых, кислых и средних эффузивных и карбонатных пород, слюды и пр Наиболее информативны подсчеты в хорошо сортированных песчаных породах. 3. Подсчеты вещественного, состава карбонатных пород, проводимые аналогичным способом, но обычно с применением красителей, позволяющих прежде всего отличать кальцит от доломита 4. Измерение степени уплотнения обломочных пород, опирающееся на определение числа контактов данного обломочного зерна с другими обломочными зернами, а из этих контактов — число контактов разных типов (касательных, линейных, выпукло-вогнутых и пр.). 5. Измерение интенсивности вторичных изменений пород, таких как степень каолинизации обломочных пород, доломитизации известняков и пр. 6. Количественное изучение структуры порового пространства пород, включающее подсчеты суммарной пористости, долей пор разного размера и формы и т. п. Эти подсчеты часто осуществляют после предварительного насыщения пор органическими красителями. 7. Определение параметров трещиноватости (плотности трещин, их рас- крытости, доли минерализованных трещин и т. п). Все перечисленные подсчеты важны для характеристики обломочных и карбонатных коллекторов.

МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ — включают: 1) отбор проб газа; 2) определение его теплофизических свойств; 3) анализ общего компонентного состава газа (газовый анализ); 4) анализ изотопного состава элементов в отдельных газовых компонентах (изотопный анализ).

Отбором проб природного газа определяются объем природного газа, доступного для дальнейшего изучения, и значение его газового фактора. В зависимости от объема исследуемой газовой смеси различают: макро- (более 100 мл), полумикро- (2—10 мл) и микрометоды (менее 2 мл).

Основные теплофизические свойства включают плотность, коэффициент сжимаемости, вязкость, тепло

емкость, теплопроводность, теплоту сгорания, пределы воспламеняемости. Некоторые из свойств определяются как лабораторным, так и расчетным путем на основе компонентного состава газов В большинстве случаев изучение природных газов, особенно при микро- и полумикрометодах, ограничивается оценкой расчетных теплофизических свойств.

Анализ общего компонентного состава природных газов обычно заключается в определении содержания О2, N2l СО2, метана и его гомологов. Значительно реже определяют содержание Н2, СО, H2S, Не и Аг. Очень редко определяют содержание непредельных и циклических УВ, метанола, общей органической серы, меркаптанов, сероокиси углерода, сульфидов, тиофенов и др. соединений серы, а также ртути, неона, криптона, ксенона и т. д Для определения содержания этих газовых компонентов используются самые разнообразные методы анализа, среди которых основными являются хроматографический, объемный и масс- спектрометрический. Выбор метода зависит от цели исследования, объема природного газа, требуемой чувствительности и производительности, правил техники безопасности и климатической обстановки.

Ведущий — хроматографический — метод газового анализа основан на разделении газовых компонентов благодаря разнице их сорбционных свойств в динамических условиях. Достоинством этого метода являются большая производительность, высокая чувствительность (от 10-1 до 10-6 об. %), безопасность и универсальность относительно газовых компонентов. Необходимые объемы газа невелики — от 1 до 30 мл. Объемные (волюметрические) методы, основанные на непосредственном измерении объема газового компонента, обладают высокой чувствительностью, но отличаются малой производительностью и частот требуют больших объемов газа. Объемные методы используются для определения содержания специфических газовых компо'- нентов, в частности Не и Аг. Основное их достоинство заключается в том, что они позволяют выделить интересующий газовый компонент из

газовой смеси для последующего изотопного анализа.

Масс-спектрометрический метод основан на определении массы (чаще отношения массы к заряду) и относительного содержания ионов, получаемых из исследуемых газов. Достоинство этого метода заключается в высокой производительности, универсальности относительно газовых компонентов, малых требуемых объемах газа. Однако чувствительность метода сравнительно низкая (0,1 об. %).

Анализ изотопного состава элементов в отдельных газовых компонентах включает выделение исследуемого компонента из газовой смеси и определение с помощью масс-спектрометра относительного содержания изотопов интересующего элемента. В природных газах изучают в основном изотопный состав углерода в СО2, метане и его гомологах, серы в H2S, азота в N2, аргона и гелия.

МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ НЕФТЕДОБЫЧИ —мероприятия, направленные на увеличение нефтеотдачи пласта посредством: а) динамического вытеснения нефти (создания «поршневого эффекта»); б) воздействия на физико-химические свойства пластового флюида; в) воздействия на физические свойства пласта. Вытеснение нефти может осуществляться закачкой воды в пласт (заводнение). Различают заводнение: законтурное (для залежей с небольшими площадями нефтеносности при достаточной гидродинамической связи законтурной и нефтеносной частей пласта) и внутриконтурное (для залежей с большими площадями нефтеносности при отсутствии или затрудненности гидродинамической связи законтурных и внутриконтурных частей пласта). Нефтеотдача при заводнении достигает 60—-70 %. Вытеснение нефти может осуществляться закачкой газа (природного или воздуха) либо в повышенную часть пласта — при его высокой проницаемости и углах падения более 10°, либо по всей его площади — при низкой проницаемости коллекторов и углах падения менее 10°. При этом нефтеотдача увеличивается на 5—25 %.

Воздействие на нефть в пластовых условиях направлено на снижение се вязкости и поверхностного натяжения,

на повышение ее фазовой проницаемости. Достигается это закачкой в пласт поверхностно-активных веществ (ПАВ), карбонизированной воды или углекислоты, сухого и метанного газа при высоком давлении, жирного и сжиженного'газа (приводит к растворению нефти газом), мицеллярных растворов (нефтяного сульфоната, полимеров), органических растворителей (тяжелых спиртов, газового бензина) и т. д. Нефтеотдача возрастает на 50—70 %. Закачка в пласт пара и горячей воды увеличивает нефтеотдачу на 15—25 %. Применяется также создание очага горения в пласте, при котором достигается почти полное извлечение нефти (75—90 %) в результате роста давления в пласте при резком увеличении в нем объема газа, образовании пара и т. д.

Воздействие на физико-химические свойства пластовой воды различными загустителями (жидкое стекло, смолы, полиакриамиды и пр.), водогазовыми смесями и пенами приводит к стабилизации процесса вытеснения нефти водой и к уменьшению объема попутно добываемой воды вследствие снижения ее фазовой проницаемости. Нефтеотдачу при этом удается увеличить на 20 % и более. Улучшение физических параметров пластов достигается либо закачкой в них карбонизированной воды, углекислоты, щелочей, серной кислоты, либо подземными взрывами большой мощности; при этом создаются новые трещины и расширяются старые.

Существуют бактериальные методы интенсификации, заключающиеся во введении в пласт через нагнетательные скважины углеводородокисляю- щих и газообразующих микроорганизмов и питательных субстратов для них, а также в активизации естественных аэробных и анаэробных биоценозов бактерий. Наиболее активными являются газообразующие бактерии из рода Clostridium, которые на дешевых питательных субстратах (озерные илы) образуют значительные количества СН4, СО2, Н2, N2, снижающие вязкость и повышающие подвижность нефти в коллекторе. В результате жизнедеятельности микроорганизмов возможно увеличение пористости пород, уменьшение поверхностного натяжения нефти. Методы бакте

риального воздействия наиболее эффективны в условиях истощенных ме сторождений, приуроченных к песчаным и известняковым коллекторам с проницаемостью более 0,1 мкм2.

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ — комплекс методов определения коллекторских свойств пластов — коллекторов нефти и газа по данным об изменениях давления и дебита в скважинах при различных режимах их эксплуатации В отличие от лабораторных методов изучения коллекторских свойств единичных образцов пород, эти методы позволяют оценить интегральные характеристики либо призабойной зоны скважины (исследование единичных скважин), либо достаточно больших участков пластов (исследование взаимодействия скважин). Методы делятся на две группы: первая основана на закономерностях установившейся фильтрации, вторая — неустановившейся.

К первой группе относится, например, метод построения индикаторных кривых (метод пробных откачек, или метод установившихся притоков). С его помощью по данным о зависимости дебита скважины от разности между пластовым и забойным давлениями можно определить проницаемость призабойной зоны по формуле Дюпюи. Вторая группа методов основана на обработке данных об изменении давления в скважине при изменении режима работы этой скважины (метод восстановления давления) либо соседней (метод взаимодействия скважин). С помощью этих методов может быть определен коэффициент пьезопроводности. - МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ— служат для определения высоты подъема цемента за обсадной колонной и для оценки качества изоляции пластов друг от друга. Применяются термометрический, акустический методы и гамма-гамма-каротаж. Метод термометрии основан на регистрации изменений температуры при Экзотермической реакции в процессе затвердевания цементного раствора. По изменениям температуры определяются высота подъема цемента и наличие его в затрубном пространстве. Акустический метод основан на

измерении затухания продольной упругой волны, распространяющейся по обсадной колонне, цементу и породе. Регистрируют амплитуды продольной волны в колонне Лк и в породе Дп и время распространения продольной волны в породе. При хорошей связи цемента с колонной и породой наблюдаются минимальные амплитуды и максимальное затухание сигнала. При отсутствии цемента за колоннор! наблюдается обратная картина. Средними значениями отмечаются участки с частичным заполнением либо с недостаточно прочным сцеплением цемента с породой и колонной.

Разница в плотности затвердевшего цемента и контактирующей с ним жидкости (пластовой или промывочной) позволяет использовать гамма- гамма-каротаж. Регистрируют одновременно несколькими детекторами, расположенными по периметру прибора, интенсивность рассеянного гамма-излучения. Совпадение всех кривых указывает на качественное цементирование. Причинами расхождения кривых и смещения их относительно друг друга могут быть: эксцентриситет обсадной колонны, несплошная или односторонняя заливка, отсутствие цемента за колонной. Каждая из причин характеризуется определенным вариантом расхождения и смещения кривых гамма-гам- ма-каротажа.

МЕТОДЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ — см. методы интенсификации нефтедобычи.

МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ПРОМЫШЛЕННЫХ ЗАПАСОВ ГАЗА —для подсчета запасов свободного газа обычно используются объемный метод и метод по падению давления.

Объемный метод подсчета запасов свободного газа — основан на изучении геологических, физических и химических свойств коллекторов и пластовых флюидов. Большое 'значение имеют пластовые давление и темпе. ратура, содержание отдельных компонентов газа (углеводородный состав, СО2, H2S, N2, Не). Расчет ведется по формуле

V = Fhmf (ра — ркак) ргт)г,где V — извлекаемые запасы газа надату подсчета, м3; F — площадь в

пределах продуктивного контура газоносности, м2; h— мощность пористой части газоносного пласта, м; m— коэффициент пористости; р— ср. давление в залежи на дату подсчета, МПа; рк — ср. остаточное (конечное) давление в залежи после извлечения промышленных запасЪв, МПа; а, ак — поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля — Мариотта соответственно для давлений р и рк; f— поправка на температуру для приведения объема к стандартным условиям; рг — коэффициент газонасыщенности; т)г — коэффициент газо- отдачи.

В условиях сложных (трещинных) коллекторов расчет ведется раздельно для матрицы и трещин (разные значения коэффициентов пористости, газонасыщенности и газоотдачи) по методике ВНИГРИ, 1969 г.

Метод подсчета запасов свободного газа по падению давления — применяется для пластов, в которых первоначальный объем пор, занятый газом, не изменялся в процессе эксплуатации. Следовательно, в случае водонапорного режима указанный метод неприменим, хотя при небольшом подъеме ГВК ошибки определений получаются в пределах допустимых. Формула подсчета основана на предположении о постоянстве количества извлекаемого газа при снижении давления на единицу во все время раз работки газовой залежи: ♦

И = (Q2 — Qi) (р2а2 — ркО-кЖрх^х —— Pa^i

где Qi, Q2 — количество газа (в стандартных условиях), добытого на две разные даты; р^ и р2 — абсолютные пластовые давления в залежи на те же даты (остальные обозначения см. выше).

Метод не требует знания площади, мощности, пористости, но пригоден только для единой залежи, не разделенной на блоки и гидродинамически изолированные поля.

Подсчет извлекаемых запасов растворенного в нефти газа по газовому фактору (подсчет газонасыщенности нефти) — проводится по формуле

Уо= Qof о — Оизвл^оРк°к/

Оизвл (^0 — ^) Рк°к/ — Онеизвл^к»

где Qo, Qизвл, Qнензвл — соответственно балансовые, извлекаемые и неизвлекаемые запасы нефти, м3; Ьо, b — объемный коэффициент пластовой нефти на начальную (при давлении ро) и конечную (при остаточном, конечном, давлении рк) даты разработки; ак— поправка на коэффициент сжимаемости газа при давлении рк; го— перво- 1ьачальный газовый фактор, м3/м3; f— поправка на температуру для приведения к стандартным условиям; гк — остаточное (конечное) количество газа, растворенного в нефти при давлении рк, м3/м3.

Балансовые запасы газа определяются по газовому фактору, измеренному по пластовым пробам нефти.

Подсчет запасов конденсата в газоконденсатных месторождениях — проводится теми же методами, которые применяются для газовых залежей. Балансовые запасы стабильного конденсата определяются по данным о балансовых запасах газа в залежи:

Qo = Уо^Рк»

где Qo — начальные балансовые запасы стабильного конденсата при стандартных условиях, м3; Vo — начальные балансовые запасы газа (включая конденсат) при стандартных условиях, м3; рк — плотность стабильного конденсата, т/м3, q— ср. начальное содержание в газе стабильного конденсата, м3/м3 (газоконденсатный фактор).

Объем конденсата в пластовом газе в значительной степени зависит от его состава. Извлекаемые запасы конденсата определяются коэффициентом конденсатоотдачи, значение которого по опытным данным достигает 0,75, а при разработке с поддержанием пластового давления 0,95.

Подсчет запасов гелия — проводится на основании данных о запасах гелийсодержащих газов и их гелие- насыщенности: *

где Уне — запасы гелия, тыс. м8; Уо — запасы природного газа, тыс. м3; Лне — коэффициент гелиенасыщенно- сти. *

Наиболее точное определение содержания гелия возможно лишь путем отбора пластовых проб и их лабораторного анализа.

МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ПРОМЫШЛЕННЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ —наибольшее распространение в практике получили объемный, статистический и метод материального баланса.

Объемный метод — для подсчета запасов применяют формулу

Q = ^/г/пРцрО,

где Q — извлекаемые запасы нефти, т; F— площадь нефтеносности, м2; h— нефтенасыщенная мощность пласта, м; m— коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород; р — коэффициент нефтенасыщенно - сти; т] — коэффициент нефтеотдачи; р — плотность нефти в стандартных условиях, т/м3; 6 — пересчетный коэффициент усадки нефти. Входящие в формулу величины определяются по результатам бурения, испытания, каротажа скважин, лабораторных исследований образцов пород (керна), пластовых вод, нефти и газа. Коэффициент нефтеотдачи зависит не только от свойств коллекторов, нефти и энергетического режима пласта, но также от системы разработки, методов эксплуатации и т. п. Объемный метод может быть использован при любом режиме работы залежи и на любой стадии ее изученности. Для условий сложных (трещинных) коллекторов подсчет запасов ведется раздельно для матрицы и трещин при разных значениях коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и нефтеотдачи (по методике ВНИГРИ, 1969 г.).

Статистический метод — заключается в изучении кривых падения дебита в скважинах. Построение этих кривых основано на обобщении статистического материала за предшествующее время и на экстраполяции полученных закономерностей на будущее до значений минимального предельно допустимого дебита. По кривым графическим либо расчетным путем определяют извлекаемые запасы залежи. Статистический метод применяется лишь для уточнения запасов на поздних стадиях разработки месторождений.

Метод материального баланса — основан ,на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от изменения давления при

разработке. Изменения физических параметров залежи измеряются в процессе разработки и используются при подсчете запасов нефти по уравнениям материального баланса. Для применения метода необходимо иметь детальную информацию о пластовых давлениях в разных частях залежи на дату подсчета (карту изобар). Уравнения материального баланса строятся на одном из двух положений: 1) о сохранении объема (массы) флюида —сумма объемов (или масс) добытых и оставшихся в залежи УВ постоянна; 2) о постоянстве объема пор, первоначально занятых УВ, — все изменения, происходящие в залежи при добыче, рассматриваются в пределах того объема пор, который был занят УВ до начала эксплуатации.

Для первого случая

’ __ QH^i + (rp-ro)Fp]-(^-^) bx-bo + ^bolVoKVp-Vo^ ;

для второго случая

Qh [^ + (гр — г0) Кр] —_-(^ + ^/-^)-^Vp°0 bx - b0 + (б^о/Уо) X 'Х(Ур-Уо)

где Qo — балансовый (начальный) запас нефти (об. ед.) при стандартных условиях; QH — накопленная добыча нефти (об. ед.) на дату составления уравнения баланса; гр> г0 — число объемов газа, растворенного в одном объеме нефти соответственно при ср. пластовом давлении р (на дату составления уравнения баланса) и при ср. начальном пластовом давлении р0; Ьо — объемный коэффициент пласта вой нефти (однофазной) на начало разработки; Ьх — объемный коэффициент двухфазной пластовой смеси нефти и газа; Ир, Уо — объемный коэффициент пластового газа соответственно при давлении р на дату расчета и при давлении р0, Гр— средний газовый фактор за период добычи QH объемов нефти; 6 — отношение объема пласта, содержащего газ в газовой шапке (в пластовых условиях), к объему пласта, содержащего нефть с растворенным в ней газом (в пла

стовых условиях); W — количество вошедшей в пласт воды (об. ед.) за период падения давления от ро до р; w — количество воды, добытой (об. ед.) за период падения давления от Ро до р; gi — объем закачанного в пласт газа (в пластовых условиях), м3; Wi — объем закачанной в пласт воды, м3.

МЕТОДЫ ПОИСКОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ЗАЛЕЖЕЙ —см. поиски месторождений и залежей.

МЕТОДЫ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СТАТИСТИКО-ГЕНЕТИЧЕСКИЕ— группа методов оценки прогнозных запасов, основанная на объединении статистических и объемно-генетических методов прогнозирования. Предусматривает оценку начальных потенциальных ресурсов УВ геологических объектов разного уровня с помощью статистических многомерных зависимостей, учитывающих различные генетические факторы нефтегазоносности.

МЕТОДЫ РАЗВЕДКИ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ— обобщенное название методов исследования геологического строения Земли, основанных на изучении распределения естественных или искусственно создаваемых физических полей: гравитационного, магнитного, сейсмического, электрического, электромагнитного, радиоактивного, теплового. Использование М. р. г. для решения геологических задач базируется на эффекте отображения вертикальной и латеральной изменчиво* сти физических свойств горных пород в геофизических полях. Возможности М. р. г. при изучении того или иного геологического объекта определяются контрастностью изменения его физических свойств относительно умещающей среды, размерами и формой объекта, а также разрешающей способностью и глубинностью метода. Различают полевые и промысловые (скважинные) методы. В полевой нефтяной геофизике при изучении строения осадочного чехла применяются преимущественно сейсморазведка МОВ. и МПВ, электроразведка, гравиразведка, в отдельных районах— высокоточная магниторазведка. При изучении строения фундамента на региональной стадии нефтепоисковых работ используют аэромагниторазведку, сейсморазведку МПВ и МОВ, гра-

виразведку, отдельные модификации электроразведки.

МЕТОДЫ РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ЗАЛЕЖЕЙ —см. разведка месторождений ^залежей}.

МЕТОДЫ СТРУКТУРНО-ГЕОМОРФОЛОГИЧЕСКОГО АНАЛИЗА — выделяются следующие главные группы методов: геоморфологические, гео- лого-геоморфологические, геологические и ландшафтные. Наиболее полно разработана группа геоморфологических методов, которые подразделяются на морфографические и морфометрические. Первые дают качественную характеристику тектонических движений этапа рельефообразования, вторые — количественную. Морфографическими методами изучаются гипсометрия, особенности орографии территории, плановое расположение гидрографической сети и водоразделов.

Морфометрические методы применяют для определения углов наклона элементов рельефа, для количественной оценки вертикальной и горизонтальной составляющих и др. характеристик рельефа. Изучение вертикальной составляющей опирается на количественные оценки гипсометрического положения водораздельных линий и вертикальной расчлененности рельефа. При изучении горизонтальной составляющей рельефа количественно оцениваются горизонтальная расчлененность и плановые характеристики гидрографической сети (извилистость, ширина пойм и террасовых комплексов, озерность территорий и др.). Морфометрическими методами также оценивается суммарная расчлененность рельефа и исследуется мегатреи^иноватость.

В группе геолого-геоморфологических методов наиболее информативным является метод изучения деформаций денудационных и аккумулятивных поверхностей выравнивания, а также анализ речных террас, включающий изучение их числа, ширины и особенностей планового расположения. Среди геологических методов основным является комплексное исследование новейших (неоген-четвер- тичных) отложений, а также погребенного донеоген-четвертичного рельефа. В ландшафтные методы входит изучение динамики поверхностных и грунторых вод (трансгрессии болот,

характера озер и т. Д.), а также особенностей почвенно-растительного покрова. Для изучения современных тектонических движений (голоцен — поныне) применяются астрономо-геодезические методы (повторные нивелировки и триангуляция, уровнемерные наблюдения и др), а также историко-археологические данные.

Результатом применения М. с.-г а. являются сведения о новейших тектонических движениях (амплитуды, дифференцированность, дизъюнктивные нарушения), а также о плановом расположении новейших структурных элементов разных порядков (см. анализ структурно-геоморфологический}. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИНЫ — комплекс мероприятий, направленных на увеличение проницаемости пласта- коллектора в призабойной зоне скважины.

Кислотная обработка пласта (КОП)— закачка в призабойную зону карбонатных и терригенных с карбонатным цементом коллекторов растворов соляной кислоты (с добавками различных химических реагентов). Кислота, попадая в пласт, растворяет карбонатный скелет или цемент породы и увеличивает ее проницаемость. Эффективность метода зависит от глубины проникновения соляной кислоты в пласт и от ее концентрации. Для пластов с очень низкой проницаемостью при высоком содержании доломитов в пласт закачивают нагретую кислоту (термокислотная обработка). Эффект КОП непродолжителен. Метод противопоказан для пород с повышенным содержанием глинистого материала (глинистые частицы разбухают под действием кислоты), в этом случае в раствор соляной кислоты добавляют до 3 % плавиковой кислоты, которая растворяет глинистые частицы.

Гидроразрыв пласта (ГРП)—закачка в пласт жидкости под давлением, иногда близким к геостатиче- скому, в результате чего увеличиваются раскрытость и протяженность естественных трещин и возникают новые. Обычно закачивают жидкости разного состава и вязкости с песком, зерна которого расклинивают трещины. ГРП применяется для уплотненных терригенных и карбонатных

пород (часто в комплексе с кислотной обработкой).

Обработка пласта ПАВ — закачка в пласт поверхностно-активных веществ (ПАВ), снижающих поверхностное натяжение на разделе нефть — вода и уменьшающих возможность образования стойких водонефтяных эмульсий.

Термический метод обработки пласта— тепловое воздействие на призабойную зону либо нагревателями (электрическими, водоциркулядионны- ми), либо паром. В результате повышения температуры значительно снижается вязкость пластовых нефтей, уменьшается их поверхностное натяжение, растворяются твердые компоненты (парафины, смолы и др.).

Кроме того, для увеличения притока используются перфорация повторная и гидропескоструйная, торпедирование и т. д.

МЕТОКСИЛ (метоксильная группа) —* одновалентная функциональная группа —ОСН3. М. входит в состав инкрустирующих веществ высших растений (лигнина^ и некоторых ископаемых продуктов их преобразования. Содержание М. в лигнине 10— 20 %, в гуминовых кислотах торфов 1,1—3,6 %, в бурых углях 0,1—2,5 %: в каменных углях М. отсутствует.

МИГРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА —перемещение этих веществ в земной коре в различном агрегатном состоянии. Основными факторами М. н. г. являются сила тяжести, градиенты давления, температуры и концентрации УВ. Относительная роль этих факторов и суммарный результат их действия зависят от конкретных свойств геологического пространства, в котором они действуют, и от длительности действия. Различают два этапа М. н. г.: первичную миграцию, протекающую в нефтегазопроизводящих породах, и вторичную миграцию (или собственно миграцию), протекающую за пределами этих* пород и приводящую как к формированию залежей, так в дальнейшем и к их расформированию.

Выделяются три основные формы миграции УВ могут перемещаться: 1) вместе с водой в водорастворенном состоянии, в истинных, коллоидных растворах или эмульсиях (пассивная М. н.г.); 2) р фазоро-рбороб'

ленном, свободном состоянии и путем диффузии (активная М. н. г.); 3) в состоянии газоконденсатных растворов (комбинированная М. н. г.). В ходе миграции эти формы в зависимости от изменений термобарических и других условий меняются, переходя одна в другую. Так, газ из водорастворенного состояния выделяется в свободную фазу; газоконденсатная система распадается на газовую и жидкую (дериватная нефть) фазы; смешение в определенных соотношениях свободных нефти и газа приводит к образованию газоконденсатной системы и т. д. Меняются и свойства мигрирующих компонентов, что также приводит к изменению формы и скорости их миграции.

Поскольку главный фактор М. н. г. —сила тяжести, миграция в основном является восходящей, причем при наличии вверх по разрезу непрерывной проницаемой среды (поровой или трещинной) она осуществляется в этой среде субвертикально, а при надежной изоляции покрышкой — по проницаемым породам под покрышкой сублатерально. Обычно же М. н. г. носит смешанный, ступенчатый характер, когда зоны латеральной и вертикальной миграции чередуются. Для газа, способного перемещаться по менее проницаемым породам и имеющего меньший удельный вес, вертикальная составляющая ступенчатой миграции в одних и тех же условиях будет больше, чем для нефти. Нисходящая М. н г. в фазово-обособленном и газоконденсатном состояниях осуществляется в тех редких случаях, когда в каком-либо интервале разреза возникает повышенное пласто вое давление, а изолированность ло- род сверху несравненно лучше, чем снизу, где залегают проницаемые горизонты с меньшим пластовым давлением. В то же время нисходящая миграция газа в водорастворенном состоянии —- явление нередкое.

Главным свойством геологического пространства, обеспечивающим протекание процессов М. н. г., является его неоднородность в литологическом (по пористости и проницаемости пород) и структурно-тектоническом отношениях. Именно литологические и тектонические условия миграции определяют ее пути и меет? аккумуля*

ции УВ. Миграция происходит по зонам наименьшего фильтрационного или капиллярного сопротивления, т. е., как правило, по восстанию проницаемого пласга в его кровельной части (или вблизи нее) по породам с наибольшей проницаемостью до тектонического (антиклинальный перегиб, дизъюнктивное нарушение) или литологического (выклинивание, фациальное замещение) экрана. Такую, преимущественно латеральную, миграцию под покрышкой иногда называют вну- трирезервуарной. По масштабам ее разделяют на локальную — контролируемую размерами участка гипсометрического влияния локальной структуры; зональную — соответствующую зоне нефтегазонакопления; региональную — соответствующую структуре первого и более высокого порядков. Большинство исследователей считают, что дальность преимущественно латеральной М. н. г. в платформенных условиях составляет десятки— первые сотни км, в подвижных областях не превышает десятков км. Диапазон вертикальной миграции ограничивается мощностью осадочного выполнения бассейнов.

Восходящая субвертикальная М. н. г. через слабопроницаемые экранирующие породы-покрышки происходит по зонам повышенной трещиноватости. Трещинная проницаемость играет нередко существенную роль и при миграции в коллекторских интервалах разреза, если межзерновая проницаемость пород мала или неравномерна. Относительная роль трещин при миграции возрастает по мере роста глубины залегания пород и их уплотнения.

М, н. г. сопровождается неизбежными потерями, которые для нефти, мигрирующей сквозь поровый коллектор, составляют как минимум 20 % от значения эффективной пористости. В чисто трещинных коллекторах это значение примерно на порядок ниже. Потери нефти при прочих равных условиях на один-полтора порядка выше, чем потери газа. Остаточная неф- те- и газонасыщенность пород на путях М. н. г. приводит к торможению эпигенетических реакций в них и к длительному сохранению улучшенных коллекторских свойств в погружающихся породах. В итоге пути более

ранней миграции часто наследуются УВ более поздних генераций Такое наследование путей миграции, видимо, является решающим условием длительной подпитки одних и тех же ловушек и формирования уникальных и гигантских^ скоплений нефти и природных битумов, особенно приуроченных к неантиклинальным ловушкам. Большую роль в формировании и в относительном размещении скоплений нефти и газа играет прохождение по одним и тем же путям, особенно в условиях унаследованного тектонического развития, сначала нефтей, генерированных на этапе ГФЦ, а затем газов, образовавшихся в ГФГ.

В породах с хорошими выдержанными коллекторскими свойствами может происходить гравитационная дифференциация нефти и газа, когда вступает в силу принцип дифференциального улавливания, сформулированный В. К. Гассоу и С. П. Максимовым. В соответствии с этим принципом ловушка, полностью занятая более легким флюидом, не может улавливать более тяжелый флюид, но легкий флюид способен вытеснить полностью или частично флюид более тяжелый, который вынужден тогда мигрировать в соседнюю, гипсометрически более высоко расположенную ловушку. В результате наиболее погруженные ловушки будут содержать газ, а наиболее высокие — нефть, иногда с газовой шапкой, которая может образоваться при разгазировании нефти. В чистом виде данная схема формирования скоплений УВ проявляется редко, так как структурные планы на всем протяжении времени формирования скопления не остаются постоянными. При вытеснении нефти газом в объеме ловушки сохраняется остаточная нефтенасыщенность, которая может достигать 50 % и более. Таким образом, в результате потерь при перемещении нефти из одной ловушки в другую вся первичная залежь может быть распределена в двух-трех ловушках.

В проблеме М. н. г. еще много нерешенных и дискуссионных вопросов. Не всегда ясна относительная роль различных форм миграции; слабо разработан вопрос о продолжительности и повторяемости (этапности) миграционных процессов, нет ясности в

определении минимальных углов наклона, при которых возможна латеральная миграция, и т. д.

МИГРАЦИЯ ПЕРВИЧНАЯ — совокупность процессов десорбции микронефти от материнского РОВ и передвижения по нефтематеринской свите вплоть до ухода из нее. Десорбция микронефти происходит в той или иной мере на всех стадиях ее созревания, но наиболее интенсивно в период, когда материнское РОВ достигает ГФН. В этих условиях идет массовое образование зрелой микронефти, сопровождаемое генерацией значительных количеств газообразных продуктов, ростом давления вокруг частиц РОВ и пульсационными выбросами новообразованных продуктов из замкнутого пространства вокруг частиц РОВ. Это вызывает последующее передвижение микронефти в нефтематеринской породе, которое может происходить как в водо- и газорастворенном состоянии, так и в свободной фазе. Кроме градиентов давления немаловажную роль в М. п. играют процессы выравнивания концентрации новообразованных УВ, капиллярные, электроки- нетические и др. подобные явления, особенно на ранних стадиях М. п.

Основным диагностическим признаком М. п. служит появление в породах сингенетичных паравтохтонных битумоидов, которое приобретает на ГФН массовый характер и знаменует собой переход породы из категории нефтенсматеринских (нефтенепроизводящих) в категорию нефтематеринских. Превалирующее направление М. п. субвертикальное. Уход микронефти из нефтематеринской свиты (т. е. переход свиты в категорию нефтепроизводящих), отмечающий начало вторичной миграции, или собственно миграции, фиксируется появлением значительных количеств остаточных разностей сингенетичного битумоида. Во ВНИГРИ предложен также способ диагностики процесса М. п., основанный на сравнении состава битумоидов из открытых и закрытых пор горных пород, позволяющий определить дефицит или избыток битумоидов в открытых порах. Признаки М. п. фиксируются практически всюду, где присутствует 346

РОВ, начиная с зоны диагенеза (заполнение трещин синерезиса легкими УВ) и кончая зоной апокатагенеза, однако наибольшая интенсивность М. п. обычно наблюдается на ГФН, когда в благоприятных геологических условиях (близость коллектора или зоны трещиноватости) происходит массовая эмиграция микронефти из нефтематеринской породы (см. коэффициент эмиграции).

Таким образом, в общем случае М. п. является непременной предпосылкой вторичной миграции, в результате которой формируются промышленные скопления УВ. Однако в ч некоторых случаях в условиях затрудненности эмиграции при богатстве пород РОВ возможно формирование промышленных залежей лишь за счет процессов М. п. на стадии ГФН, когда генерация больших количеств микронефти и газообразных продуктов приводит к образованию эффективных пор в нефтематеринской свите, как это, видимо, имеет место в случае с залежами нефти в баженовской свите (Зап. Сибирь). Существует также точка зрения (не получившая широкого распространения), согласно которой нефтематеринскими могут быть и песчаные пласты. В них микронефть образуется благодаря гидрогенизации РОВ свободным водородом, поступающим извне. В этом случае формирование залежей также возможно при МЙДКОНТИНЕНТ — см. Западная внутренняя нефтегазоносная провинция.

МИДУЭЙ-САНСЕТ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено в юга-зап. части округа Керн Калифорнии (США). Открыто в 1909 г. Находится в пределах зап борта бассейна Сан-Хоакин. Нефтеносная площадь протягивается в направлении ЮВ—СЗ на 40 км, ср. ширина ее 5 км. Месторождение приурочено к кайнозойским отложениям, характеризующимся несогласиями в залегании. Палео- ген-неогеновые соли образуют две антиклипами и разделяющую их синклиналь, затухающую на северо-западе. Эти структуры срезаны эрозией, а затем перекрыты слабо дислоцированными слоями плейстоцена и не- дислоцированными четвертичными осадками. Осадочная толща, мощн. до

8 км, образована в основном песчано- глинистыми отложениями дельтового происхождения. Нефтеносными являются песчаные слои. Залежи приурочены к сводам антиклиналей, к ловушкам выклинивания и несогласия. Имеются также скопления нефти в пластах ниже их выхода на поверхность, где они запечатаны скоплениями асфальта. Нефтеносные отложения имеют возраст от миоцена до плейстоцена. Наиболее богаты нефтью пески верхнего миоцена — нижнего плейстоцена. Всего на месторождении пробурено 6025 скважин. Глубины их превышают 530 м. На 1 января 1976 г. добыто 201 млн. м3 нефти (в 1975 г. — 5,9 млн. м3), остаточные запасы 60,4 млн. м3.

МИКРИТ — первичный седименто- генный тонкозернистый карбонатный материал (размер зерен < 0,03 мм), осажденный химически или механически (см. спарит).

МИКРОКАРОТАЖ (МК) — разновидность каротажа сопротивления, при котором кажущееся удельное сопротивление измеряется одновременно двумя зондами малой длины: гра- диент-микрозондом А 0,025 М 0,025 N и потенциал-микрозондом А 0,05 М (электродом N служит корпус прибора). Микрозонд представляет собой изоляционную пластину с тремя точечными электродами, закрепленными на расстоянии 2,5 см друг от друга, которая прижимается к стенке скважины. Диаграммы МК используются для детального расчленения тонкослоистого разреза и для выделения проницаемых интервалов по положительному приращению (по превышению сопротивления, измеренного потенциал-микрозондом, над сопротивлением, измеренным градиент-ми- крозондом). Для количественных определений данные МК используют редко, так как искажающее влияние промежуточного слоя, состоящего из глинистой корки и пленки промывочной жидкости между микрозондом и стенкой скважины, очень велико. Для снижения этого влияния применяют микрокаротаж боковой.

МИКРОКАРОТАЖ БОКОВОЙ (БМК) — разновидность каротажа сопротивления, при котором кажущееся удельное сопротивление измеряется микрозондом с фокусировкой тока.

Зонд БМК состоит из основного токового электрода и окружающего его экранного электрода. Электроды крепятся к изоляционной пластине, которая прижимается к стенке скважины При измерении через электроды пропускают токи одинаковой полярности. Потенциал обоих электродов сохраняется постоянным благодаря автоматическому регулированию силы тока экранного электрода. Сила тока основного электрода поддерживается постоянной При такой конструкции микрозонда ток основного электрода фокусируется и распространяется перпендикулярно к оси скважины в виде цилиндрического пучка, что позволяет значительно снизить (по сравнению с микрокаротажем) влияние промежуточного слоя и тем самым повысить точность определения удельного сопротивления промытой части зоны проникновения. Данные БМК используются для детального расчленения разреза, выделения коллекторов (в комплексе с каротажем боковым) и определения пористости и потенциальной нефтеотдачи пластов по измерениям параметров промытой зоны.

МИКРОКЛИН — см. шпаты полевые калиевые.

МИКРОКОМПОНЕНТЫ ИСКОПАЕМОГО ОВ — различимые под микроскопом элементарные составляющие ОВ (витринит, фюзинит, лейптинит и т. д.). Классифицируются по характеру исходного материала (высшие, низшие растения, животные организмы и пр.) и по степени его диагенетической измененности.

МИКРОКОМПОНЕНТЫ ПОДЗЕМНЫХ ВОД — химические элементы и их соединения, содержащиеся в подземных водах в весьма незначительных количествах (как правило, менее 10, реже 100 мг/л и более). Микрокомпоненты не определяют химический тип воды, но оказывают значительное влияние на специфические особенности ее состава. Многие М. п. в. имеют промышленное и бальнеоло гическое значение, играют роль геохимических индикаторов. К числу микрокомпонентов относятся такие элементы, как бром, иод, бор, литий и т. д Многие микрокомпоненты характерны для вод нефтяных месторождений и являются поисковыми показа-

телями углеводородных скоплений (бром, иод, аммоний и др.).

МИКРОКОМПОНЕНТЫ УГЛЕЙ (мацералы) — различимые под микроскопом элементарные органические составляющие угля, однородные по веществу, обладающие характерными морфологическими и оптическими признаками (цвет, рельеф, отражательная способность, показатель преломления и др.) и изменяющимися в процессе углефикации, химическими и технологическими свойствами. Обычно выделяют основные три группы М. у.: гелифицированные, фюзенированные и липоидные. К первым (витринит, ксилинит и др.) относятся продукты ос- тудневания; ко вторым (фюзинит, семифюзинит) — продукты фюзенизации разнообразных тканей высших растений, как сохранившие признаки анатомической структуры, так и утратившие их в процессе разложения. Фюзенизация происходит в специфических окислительных условиях в период первичного превращения исходного растительного материала, причем этому процессу могут подвергаться остатки тканей сразу или после предварительной гелификации. Некоторые исследователи отводят значительную роль в процессе фюзенизации лесным пожарам.

Липоидные микрокомпоненты гумусовых углей являются продуктом фоссилизации наиболее устойчивых частей растений (кутикулы, оболочек спор, смоляных тел, субериновых веществ коры). Объединяющим для них признаком является высокое сдержа- ние липидного материала, от которого зависят их химические свойства и геохимические особенности катаге- нетического преобразования. Приближается к ним микрокомпонент сапропелевых углей альгинит — продукт фоссилизации микроскопических водорослей (см классификация иглей и классификация рассеянного О В).

Фюзиниты отличаются высоким содержанием углерода, высокой отражательной способностью, пониженными значениями содержания водорода, выхода летучих веществ и дегтя полукоксования; цвет в проходящем свете под микроскопом черный, в отраженном— белый Микрокомпоненты лйпоидинитов и еще более альгинита характеризуются повышенными значе-

ниями содержания водорода, выхода летучих веществ и дегтя, резко пониженной отражательной способностью; под микроскопом цвет их в проходящем свете желтый, темнеющий в ходе углефикации, в отраженном свете — серый, светлеющий в процессе катагенеза. Некоторые микрокомпоненты этой группы (кутикула, споры, смоляные тела) имеют отчетливые очертания, другие присутствуют в диспергированном виде. Микрокомпоненты группы витринита занимают промежуточное положение по свойствам между фюзинитовыми и липои- динитовыми.

В ходе углефикации, происходит карбонизация всех М. у., их потемнение в проходящем и посветление в отраженном свете. Витринит изменяется наиболее плавно и постепенно, что позволило углепетрографам и углехимикам принять его за основу углефикационной шкалы катагенети- ческого преобразования ископаемого РОВ. Липоидные компоненты претерпевают кроме изменения окраски сокращение толщины и снижение флуоресценции, исчезающей на стадии углефикационного скачка вследствие утраты их липидной составляющей.

МИКРОНЕФТЬ — наиболее миграционноспособная нефтеподобная часть битумоидов, возникающая на стадии седиментогенеза в виде зачаточной М., затем постепенно «созревающая» и дополняющаяся новыми порциями УВ на стадии диагенеза (юная М.) и особенно катагенеза (зрелая М.). Зачаточная М., а также во многом и юная М, в небольших количествах содержащиеся в осадках, в основном состоят из УВ, липидов, липоидов и биогенных соединений, большей частью непосредственно унаследованных от обитателей илов, главным образом бактерий. Основная же масса образуется после диагенеза уже абиогенным путем (термолиз и термокатализ РОВ) в породах, вступивших в главную зону нефтеобразования — ГЗН (при температуре выше 70 °C—вплоть до 180°C). В этой зоне основным источником М. служат ископаемые полимерлипидные вещества. Здесь же впервые М. сильно обогащается легкими УВ, входящими в бензиновую и керосиновую фракции.

Установлено множество черт сходства созревшей М. с нефтью, в том числе сотни общих хемофоссилий. Так как в ГЗН одновременно генерируется и жирный газ, то миграционная способность М. сильно увеличивается, и под действием возросшего давления она начинает эвакуироваться в пори- 1 сто-проницаемые породы, в процессе чего окончательно стираются различия между М. и собственно нефтью (макронефтью). Общ. масса М. в осадочной оболочке Земли достигает п- 10й т, что на два порядка больше геологических запасов нефти в залежах.

МИКРООРГАНИЗМЫ — обширная группа микроскопически малых живых организмов — бактерии, актино- мицеты, дрожжи, низшие грибы, микроскопические водоросли, простейшие. Повсеместное распространение М. в природе и их способность исполь - зовать в процессе жизнедеятельности разнообразные органические и минеральные соединения определяют важнейшую роль М. в различных геолого-геохимических процессах (круговорот С, N, Pt Si в природе, процессы образования и преобразования каустобиолитов и т. д).

МИКРОСКЛАДЧАТОСТЬ (плойча- тость) — очень мелкие складки или изгибы слоев горных пород размером см или первые десятки см. М. образуется в результате давления в породах, вызванного тектоническими напряжениями. Это преимущественно складки течения, нагнетания, волочения.

МИКРОСКОПИЯ ЛЮМИНЕС

ЦЕНТНАЯ — оптический метод исследования РОВ горных пород, заключающийся в изучении люминесцентных шлифов горных пород с помощью микроскопа, снабженного источником возбуждения люминесценции (обычно источником ультрафиолетового излучения с длиной волны до 365 нм). В шлифах под воздействием ультрафиолетового излучения у ряда органических включений возникает свечение; комбинацией наблюдений в проходящем и отраженном лучах достигается возможность их дифференциации, основанная на различии люминесцентных свойств Таким способом устанавливают присутствие в породе кутикул,

спор, растительного детрита и др. форменных остатков, а также битуминозных веществ (микронефти) в трещинах, кавернах, на контактах плотных и пористых пород, на поверхностях зеркал скольжения и т. д. Диагностика ОВ основана на определении цвета и интенсивности свечения, как это принято при лю- минесцентно-битумикологическом анализе. Характер распределения в породе рассеянных и концентрированных форм ОВ, их взаимоотношения с минералами позволяют судить о син- или эпигенетичности ОВ по отношению к вмещающей породе, о соотношении отдельных компонентов ОВ, о динамике их естественного перемещения, фракционирования и вторичного изменения.

микрофоссилии в нефтях и ПЛАСТОВЫХ ВОДАХ — микропалеонтологически е объекты растительного и животного происхождения, попадающие в нефти и пластовые воды из вмещающих, а также из выше- и нижележащих пород. Наиболее часто встречаются споры и пыльца растений и акритархи. Комплексы микрофоссилий из пластовых флюидов могут быть одновозрастными вмещающим флюид породам или отличаться от них по возрасту. Анализ систематического состава микрофоссилий позволяет устанавливать существование перетока флюидов из одних горизонтов в другие, дает возможность судить о масштабах и путях миграции нефти и пластовых вод, делать выводы о сооб- щаемости залежей, о совместной или раздельной миграции нефти и воды и т. п

МИКРОЭЛЕМЕНТЫ НЕФТЕЙ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ — химические элементы, имеющие концентрации менее 0,5 %. В нефтях и природных 'битумах обнаружено более 40 микроэлементов — металлов (V, Ni, Fe, Си, Мп, Ti, Со, Cr, Ba, Sr, Pb, Hg, Mo, U и др.) и неметаллов (Вг, I, С1 и др.). Концентрации некоторых из М. (V, Ni, Hg, U и др.) в тяжелых нефтях и битумах ряда месторождений достаточны для организации промышленного их извлечения. Такие месторождения могут рассматриваться как комплексные металло-нефтяные (битумные)*

например, ванадиево-нефтяные месторождения пояса Ориноко (Венесуэла), урано-битумные плато Колорадо (США), ванадиево-битумные центральной части Анд (Перу) и др Данные о составе и содержании М в нефтях и битумах могут использоваться при решении таких задач нефтяной геологии, как выявление нефтематеринских пород (путем сопоставления М. нефтей и РОВ), определение направления миграции УВ (по изменению концентраций М на путях миграции), региональная и зональная корреляция нефтей и битумов и т. д.

МИКСТИНИТ РОВ (сорбомиксти- нит) — бесструктурные микрокомпо- пенты рассеянного в породах органического вещества преимущественно гумусово-сапропелевого или сапропелево-гумусового состава, образовавшиеся главным образом в результате бактериального разрушения ОВ в седиментогенезе и диагенезе Более сапропелевые разности М выделяются как гумусопромиксти- нит, а обогащенные гумусовым материалом — как сапрогумомиксти- нит.

МИКТИТЫ — см. породы сметанные.

МИНАГИШ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в Кувейте к западу от месторождения Большой Бурган в пределах Басра-Ку- вейтской впадины; приурочено к брахиантиклинали 20 X 8 км. Открыто в 1959 г. Основные запасы сосредоточены в песчаных горизонтах верхнемеловой свиты Вара и в нижнемеловых свитах Бурган и Ратави (известняки), залегающих на глубинах до 3 км. Залежи пластовые сводовые (в песчаниках) и сводовые массивные (в известняках). Нач извл. запасы нефти 275 млн. т, растворенного газа 27 млрд, м3; пл нефти 0,850 (Вара)

МИНАС НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— находится в Индонезии, в центральной части Центральносумат- ринского бассейна, приурочено к брахиантиклинальной складке 24 X X 6,5 км, нарушенной сбросами Открыто в 1944 г. Основные запасы приурочены к песчаным горизонтам свит Батураджа и Телиса миоценового возраста, залегающим на глу-

бинах 324—800 м Залежи массивные сводовые. Нач. извл запасы нефти 993 млн т; пл. нефти 0,848. Макс, годовая добыча 20 млн. т (1971 г.), продолжает сохраняться на близком уровне (17—18 млн. т). МИНЕРАЛОГИЯ ТЕРРИГЕННАЯ— исследование терригенных минералов, применяемое с целью корреляции немых толщ и палеогеографических реконструкций. По сходным комплексам минералов и их типоморфным (см. типоморфизм минералов) признакам проводится сопоставление горизонтов в разных разрезах, что особенно важно в случае отсутствия в толщах органических остатков. По ассоциациям минералов можно также судить о составе пород предполагаемых областей сноса, поскольку для разных материнских пород характерны свои ассоциации породообразующих и акцессорных минералов (табл. М 3).

Картирование распространения минералов и выделение терригенно-минералогических провинций позволяют восстановить палеогеографические условия накопления осадков, расположение и состав пород питающих провинций и пути миграции терригенного материала, что необходимо для прогнозирования распространения терригенных коллекторов МИНЕРАЛЫ АКЦЕССОРНЫЕ (ак- цессории)—минералы, составляющие ничтожную часть горных пород (<1%) и обнаруживаемые, как правило, только после фракционирования пород. Аллотигенные М а дают возможность определять источники сноса и направление транспортировки терригенного материала Аутигенные М. а. позволяют изучать среду осадконакопления и особенности вторичных изменений пород МИНЕРАЛЫ ВТОРОСТЕПЕННЫЕ— минералы, содержащиеся в горных породах в количествах от 1 до 10 %, т. е. не определяющие структуру пород, но легко обнаруживаемые без предварительного фракционирования пород оптическими, рентгеновскими и др. методами.

МИНЕРАЛЫ ГЛИНИСТЫЕ —слоистые водные силикаты и алюмосиликаты Al, Mg, Fe, а также К, Na, Са и др. химических элементов. В ос-

Породы питающих провинций

Характерные ассоциации минералов осадочных пород

Породообразующие минералы

Акцессорные минералы

Магматические кислого состава (граниты, гранодиориты)

Кварц, полевые шпаты (микроклин, ортоклаз, кислый плагиоклаз), мусковит

Циркон, турмалин, апатит, монацит, биотит

Магматические основного состава (габбро, диабазы, базальты)

Обломки пород, основные плагиоклазы

Ильменит, лейкоксен, сфен, рутил, пироксены, амфиболы, минералы группы эпидота

Ультраосновные магматические

Обломки пород, основные плагиоклазы

Ильменит, магнетит, лейкоксен, пироксены, амфиболы, сфен, пикотит, хромит

Метаморфические (гнейсы, кристаллические сланцы)

Кварц, значительная часть которого имеет волнистое погасание и мозаичное строение

Дистен, ставролит, силлиманит, ^'гранаты, слюды, хлорит

Осадочные (древние или формировавшиеся в обстановке интенсивного выветривания)

Преобладание кварца, в основном хорошо окатанного

Циркон, турмалин, рутил (зерна в основном хорошо окатаны)

Ассоциации терригенных минералов

ТАБЛИЦА М.3

нове структуры М. г. лежат слои кремнекислородных тетраэдров с общей формулой [SiaOs]2-. Между этими слоями располагаются катионы, гидроксильные группы, а также молекулы воды и изредка органические соединения. Разнообразие состава и свойств М. г. определяется соотношениями между тетраэдрическими слоями и катионами, составом катионов и степенью замещенности Si на А1 в тетраэдрах. Различают двухэтажные постройки (например, группа каолинита), в которых на один слой тетраэдров приходится один слой октаэдров (катионов Al, Mg или Ее, окруженных атомами кислорода и гидроксильными группами), и трехэтажные постройки (например, группы гидрослюд и монтмориллонитов), в которых слой октаэдров расположен между двумя обращенными друг к другу слоями тетраэдров. Слоистая структура М. г.

определяет такие их свойства, как пластичность, набухаемость, сорбционная способность и др.

М г. слагают основную часть глинистых пород, а также входят в состав большинства обломочных и карбонатных пород, т. е. являются самыми распространенными минералами в большинстве осадочных бассейнов. Подавляющая часть М. г. образуется в корах выветривания, причем их состав зависит от климата, рельефа и состава материнских пород. В седиментогенезе и диагенезе преобразования М. г. относительно незначительны; эпигенетические изменения более существенны, таков, например, процесс региональной гидрослюдизации монтмориллонитов в ходе погружения осадочных бассейнов. Из всех минералов осадочных пород М. г. оказывают наибольшее влияние на преобразование РОВ, в том числе на процессы нефте-

и газообразования. От состава М. г. зависят экранирующие свойства глинистых пород-покрышек, а также коллекторские свойства многих песчаных пород.

МИНЕРАЛЫ ОРГАНИЧЕСКИЕ — природные кристаллические образования, слагающиеся относительно узкими группами индивидуальных соединений органических ' веществ. Встречаются в виде локальных проявлений. Подразделяются на 2 основные группы: 1) местные мигранты продуктов распада ОВ, преимущественно ранних этапов литогенеза; 2) углеводородные рафинаты категории битумов.

Первая группа М. о. распадается на обособленные подгруппы: а) соли щавелевой кислоты (иногда с примесью свободной кислоты)—кальциевая (уэвеллит, уэдделит), аммониевая (оксамит), железная (оксалит) — и комплексные соли железа, натрия, магния, алюминия; встречаются в залежах бурых углей, иногда в рудных жилах, конкрециях в сочетании с разными минералами; б) меллит — алюминиевая соль меллитовой (бензолгексакарбоновой) кислоты; в) ацетаты, или свободная уксусная кислота; г) азотсодержащие минералы — мочевина, мочевая кислота и ее аммонийная соль, ацетамид; сочетаются с гуано, иногда с углями. Перечисленные М. о. данных подгрупп, по всей вероятности, представляют собой продукты окисления ОВ, в основном (а может быть, и исключительно) биогенного происхождения. В обособленную подгруппу той же первой группы М. о. входят углеводородные продукты биогенного окислительно-восстановительного преобразования растительных смол — фихтелит и сопряженный с ним шеерерит, распространенные в торфяниках и буроугольных залежах.

Во вторую группу М о. входят углеводородные рафинаты категории битумов, принадлежащие в основном к нафтоидам, — парафиниты (включая гатчетиты, входящие в категорию нафтидов), олефиниты и керти- зиты.

МИНЕРАЛЫ ПОРОДООБРАЗУЮЩИЕ — минералы, содержащиеся в горных породах в количествах более

10 %, т е определяющие их структуру.

МИНЕРАЛЫ СМЕШАНОСЛОЙ- НЫЕ — минералы с чередующимися пакетами, представленными разными слоистыми силикатами или алюмосиликатами, например гидрослюдой, монтмориллонитом, хлоритом и др. М. с. бывают упорядоченными, если чередование слоев подчиняется определенному закону, или неупорядоченными. Упорядоченные М. с. иногда имеют собственные названия, например корренсит (хлорит-вермикулит). Неупорядоченные М. с. образуются, в частности, при гидрослюдизации монтмориллонитов.

МИНЕРАЛЫ ТЕРРИГЕННЫЕ (ал- лотигенные) — минералы, привнесенные в осадочные породы извне в виде обломков, образовавшихся при разрушении более древних осадочных или кристаллических пород. Из всего разнообразия минералов, слагающих материнские породы, в осадках присутствуют обычно 20—30 разностей, что обусловлено разрушением остальных минералов при химическом выветривании и переносе обломочного материала. По устойчивости при химическом выветривании и переносе М. т. могут быть разделены на 4 группы: весьма устойчивые, устойчивые, умеренно устойчивые и неустойчивые (табл. М.4).

М. т. образуют в осадочных породах характерные ассоциации, по которым можно судить о составе пород областей сноса, а также проводить корреляцию немых толщ (см. минералогия терригенная). Многие исследователи к М. т. относят также глинистые минералы, поскольку они в подавляющей массе образуются на суше и их состав зависит от климатических условий и состава пород питающих провинций. МИОГЕОСИНКЛИНАЛЬ — относительно малоподвижная область геосинклинали, в которой магматическая активность слабая (не проявляется начальный магматизм) или отсутствует вообще. М. обычно занимают внешние части геосинклиналь- пых систем, сближенные с платформой; иногда формируются и во внутренних сравнительно устойчивых зонах, примыкающих к срединным массивам. В составе формаций М

ТАБЛИЦА М.4

Устойчивость различных терригенных минералов

Весьма устойчивые

Устойчивые

Умеренно устойчивые §Д

^Неустойчивые

Кварц Циркон Корунд Шпинель Лейкоксен Рутил Турмалин Брукит Анатаз

Монацит Ксенотим Ильменит^ Дистен Силлиманит^-" Сфен Магнетит} i Альмандин} Ставролит

Микроклин

Кислые плагиоклазы

Цоизит

Эпидот

Актинолит

Диопсид

Ортит

Кальциевые гранаты

Апатит

Основные плагиоклазы

Роговая обманка

Авгит

Биотит

Щелочные амфиболы

Эгирин

Ромбические пироксены

Оливин

преобладают терригенные и карбонатно-терригенные; вулканогенные и терригенно-вулканогенные развиты слабо или вообще отсутствуют. В завершающую стадию развития геосинклинали часть М. поглощается структурой краевого прогиба, а внутренняя зона М. вовлекается в поднятие. МИРАБИЛИТ — минерал, Na2SO4- •ЮН2О. Тв. 1,5—2. Пл. 1,49. В осадочных породах аутигенный, образуется в начальную фазу галогене- за. В современных соленых озерах и лагунах может создавать пласты большой протяженности.

МИССИСИПСКАЯ СИСТЕМА (мис сисипий) — принятая в США геологическая система, залегающая на девоне и перекрытая пенсильванием По стратиграфическому объему примерно отвечает нижнему карбону принятой в СССР схемы расчленения каменноугольных отложений.

МИХАЙЛОВСКИЙ ГОРИЗОНТ — см. окский надгоризонт

МИЦЕЛЛЫ — частицы дисперсного вещества в коллоидном растворе. Ср размер М. 10-5—10-*7 см. Обычно М представляют собой сложный комплекс молекул или ионов, состоящий из нерастворимого в данной среде ядра, окруженного двойным электрическим слоем ионов Лиофильные (способные взаимодействовать с растворителем) М. обладают способностью поглощать и удерживать вещества, противоположные по полярности дисперсионной среде (мицеллярная растворимость) Так, в водной среде М, образованные анио

нами и солями высокомолекулярных органических кислот, способны удерживать УВ в количествах, в сотни и тысячи раз превышающих те, которые могут присутствовать в воде при истинной растворимости. Явление мицеллярной растворимости УВ, обусловленное присутствием в составе водорастворенного ОВ подземных вод мицелл, образованных анионами и солями нафтеновых кислот, использовалось некоторыми исследователями (Э. Бейкер, М. Ф. Двали) для объяснения механизма жидкофазной миграции углеводородных флюидов в недрах.

МИЧИГАНСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — расположена в штатах Мичиган, Индиана, Айдахо (США) и в провинции Онтарио (Канада) Начало освоения 1884 г Приурочена к впутриплатформенной синеклизе Северо-Американской плиты. С севера и отчасти с запада синеклиза ограничена выходами кристаллических пород Канадского щита, с востока сводом Цинциннати, па юге поднятием Кэкекки, на западе сводом Висконсин. Размеры 700 X 750 км, площадь 330 тыс. км2 Ориентировка длинной оси СЗ 310° Сложена в основном породами палеозоя (от кембрия до Пенсильвания) общ объемом 650 тыс. км3, залегающими на кристаллическом и метаморфическом фундаменте докембрия. Объем мезо-кайнозойских отложений не более 30 тыс км3. Ср мощи, осадочного выполнения 1,8 км, макс, мощи 4,5 км Промежуточный

этаж отсутствует. Региональные перерывы приурочены: к контакту докембрия и кембрия, ордовика и силура, силура и девона, среднего и верхнего девона, к верхней части миссисипия, а также к границе Пенсильвания и юры.

Разрез на 90 % , представлен породами морского происхождения, лишь верхняя часть Пенсильвания сложена континентальными породами. Низы платформенного чехла (кембрий, ордовик, силур) сложены преимущественно известняками (часто рифовыми) и доломитами с прослоями эвапоритов. Верхняя часть разреза карбонатно-терригенная. В пенсильванских отложениях присутствуют угли. Региональными покрышками являются. 1) известняки и доломиты кровли серии Траверс (средний девон) и известняки и эвапориты свиты Мичиган (миссиси- пий). Залегание пород в пределах синеклизы пологое (от минут до 3— 4°). Интенсивность тектонических движений для синеклизы в целом составляет 0,01 м/км2. Синеклизу осложняют пологие брахискладки (от 1X2 до 3X8 км) .незначительной амплитуды (до 20 м), нередко осложненные разломами. Широко развиты ловушки, связанные с эрозионными и биогермными образованиями и рифовыми постройками.

Нефтегазоносность связана с карбонатными коллекторами (99 %) и прослеживается от ордовика до миссисипия. Основные нефтегазоносные объекты располагаются в среднем девоне. Подавляющая часть газовых месторождений связана с миссиси- пием Большинство месторождений тяготеют к центральным частям бассейна. Залежи, в основном массивные, приурочены к зонам вторичной пористости на сводах и крыльях локальных структур и к рифовым выступам. Выявлено 486 нефтяных и 207 газовых месторождений. Нач. доказанные запасы нефти 180 млн. т, газа 75 млрд м3. Текущие доказанные запасы 10 млн. т нефти и 50 млрд м3 газа. Месторождения мелкие и средние, нач. геол, запасы нефти 2400 млн. т, газа 130 млрд. м3. МОЛАССА — см группа верхнемолассовых формаций

МОНАЦИТ — минерал, (Се, La)[РО4] Тв. 5—5,5. Пл. 4,9—5,5. Образуется в основном в кислых и щелочных изверженных породах. В осадочных породах аллотигенный акцессорий. Устойчивый (см. минералогия терригенная) .

МОНОКЛИНАЛЬ — структура, в которой слои наклонены в одну сторону.

МОНОМИКТОВЫЙ (мономинераль- ный) — состав горной породы, почти нацело (более 90 %) представленной одним минералом. М. могут быть изверженные (лабрадорит), метаморфические (мрамор), осадочные хемогенные или органогенные (сильвинит, известняк) и обломочные (кварцевый * песок) породы.

МОНОМСКАЯ СВИТА — распространена в сев.-вост. части Сибирской платформы (Приверхоянье, бассейн р. Вилюй). Представлена аргиллитами и алевролитами, иногда с прослоями песчаников. Мощн. от 40—60 до 300 м. Охарактеризована оленёкскими цератитами. Возраст ранний триас. Является важнейшей покрышкой для залежей газа в подстилающей таганджинской свите Промышленно газоносна на Средне- вилюйском газоконденсатном месторождении.

МОНРО ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено в Сев. Луизиане (США), в провинции Галф-Кост; приурочено к крупному тектоническому поднятию Монро. Открыто в 1916 г. Представлено меловыми и палеоген-неогеновыми породами. Меловые отложения, содержащие газоносные слои, наклонены в зап. направлении, срезаны эрозией и затем погребены под песчаными палеоген- неогеновыми осадками. Позднее обе толщи были изогнуты так, что па- леоген-неогеновые слои образовали два больших купола. Главным резервуаром являются мелоподобные известняки верхнего мела — газоносная толща Монро. Ловушка представляет собой пример срезания резервуарных пород эрозией с последующим запечатыванием. Пробурено 3116 скважин, ср. их глубина 655 м В 1975 г. добыто 1,7 млрд, м3 газа, суммарная добыча на 1 января 1976 г. 193 млрд, м3, остаточные за пасы 69 млрд. м3.

МОИТАНВАКС (монтанвоск)—искусственный горный воск — экстракт из бурого угля и торфа, используемый в ряде отраслей промышленности. Твердая коричневая масса с раковистым изломом. Гпл = 70 — 80 °C; пл. ~1. Представляет собой смесь в основном высокомолекулярных восков и смолистых веществ.

МОНТЕ-АЛЕГРЕ ФОРМАЦИЯ (свита) — распространена на северо-западе Бразилии. Представлена песчаниками с прослоями и пачками алевролитов и глин. Мощн. изменяется с севера на юг от 250 до 60 м. Относится к низам верхнего карбона. Промышленно нефтеносна.

МОНТЕРЕЙ ФОРМАЦИЯ — распространена .в Калифорнии (США). Представлена диатомовыми, глинисто-известковистыми и кремнистыми сланцами и роговиками. Мощн. от 0 до 830 м. Относится к верхнему миоцену. Основной нефтеносный комплекс в бассейне Санта-Мария. Нефтеносность связана с трещиноватыми сланцами.

МОНТМОРИЛЛОНИТЫ (смектиты) — минералы, (Са, Na) (Al, Mg, Fe)2-[(Si, Al)2O5]2(OH)2.nH2O Относятся к глинистым минералам с трехэтажной структурой. Характеризуются исключительно широкими изоморфными замещениями и соответственно большими колебаниями состава, особенно для химических элементов, занимающих октаэдрические позиции М с высоким содержанием *А1 называют бейделлитом, Mg — сапонитом, Fe — нонтронитом Катионы Na, Са, молекулярная вода н органические соединения входят в межпакетные (междуэтажные) пространства, причем различают натриевые и кальциевые М Все М. обладают сильной способностью к набуханию, особенно натриевые М являются типичными минералами с цеолитной водой — они практически неограниченно захватывают воду в межпакетные пространства вплоть до разрыва связей между пакетами и превращения монтмориллонитового геля в золь.

М образуются в корах выветривания самых разных материнских пород, но особенно основных и улъ- траосновных, богатых щелочнозе

мельными элементами В зависимости от состава пород меняется и состав М В осадочных породах М. почти исключительно аллотигенный. Аутигенный М. образуется в особых условиях, свойственных, например, бентонитам. При погружении осадочных пород и соответствующем росте пластовых температур М. становятся неустойчивыми и подвергаются гидрослюдизации. Поэтому глинистые породы с высоким содержанием М. типичны только для верхних частей разрезов осадочных бассейнов. М. в песчаных породах еще более неустойчивы и переходят в гидрослюды и хлориты при меньших температурах. Исключение представляют молодые бассейны с очень высокими скоростями погружения, в которых типично новообразование М. даже в полимиктовых (особенно с вулканогенным материалом) сильно водообильных (с высокой пористостью) песчаниках до глубин 4—5 км

Глины с М обладают прекрасными экранирующими свойствами, так как в водонасыщенном состоянии размеры пор в них соизмеримы с размерами межпакетных промежутков, а возникающие трещины благодаря способности глин к набуханию залечиваются 'материалом самих этих глин. Поскольку практически в любых нефтегазоносных бассейнах глинистые породы малых глубин характеризуются высоким содержанием М, все эти породы при достаточной протяженности являются хорошими покрышками. В песчаных породах присутствие даже небольшого количества М _(пеРвые %) приводит к резкому падению проницаемости и к ухудшению коллекторских свойств

МОНЧИКИТ —см породы изверженные

МОРН-Л-АПФЕР ФОРМАЦИЯ — распространена в юж. части о Тринидад Представлена песками с прослоями и пачками глин и алевритов. Песчанистость около 50 %. Мощн. 800—850 м Относится к миоцену — низам плиоцена: Промышленно нефтеносна, содержит также залежи асфальта Один из основных продуктивных комплексов па месторождениях о Тринидад

МОРРИСОН ФОРМАЦИЯ (свита)— распространена в штатах Вайоминг, Юта, Колорадо, Нью-Мексико, Аризона, Небраска (США). Представлена сланцами и песчаниками, которые местами замещаются чередованием глинистых сланцев, известняков и песчаников. Мощн. от 45—50 до 100—150 м. Относится к верхней части верхней юры Промышленно нефтегазоносна в бассейнах Биг- Горн, Паудер-Ривер, Грин-Ривер, Ханна-Ларамий, Ском, Денвер, Сан- Хуан.

МОРРОУ ФОРМАЦИЯ — распространена в штатах Вайоминг, Колорадо, Небраска (США) Представлена переслаиванием песков, песчаников и глин. Мощн. около 50 м Относится к Пенсильванию. Промышленно нефтеносна в бассейне Денвер МОРФОСКУЛЬПТУРА — сравнительно мелкие формы рельефа, созданные экзогенными процессами и осложняющие более крупные, эндогенно обусловленные формы рельефа. Делятся на ряд генетических групп: эрозионные, ледниковые, эоловые и др. Являются определенного рода «помехами» при структурногеоморфологическом, анализе.

МОРФОСТРУКТУРА - формы рельефа континентов и дна океанов, обязанные своим происхождением тектоническим процессам; приобрели современный облик под воздействием экзогенных агентов рельефообразова- ния. М являются элементами, осложняющими геотектуры, и служат главным объектом структурногеоморфологического анализа МОТСКАЯ СВИТА — распространена в юж части Сибирской платформы. Представлена в нижней части гравелитами, песчаниками, алевролитами, глинами, в средней — карбонатами с прослоями глин и алевролитов, в верхней — карбонатными породами Мощн от 250—300 до 500 м Охарактеризована гастроподами, поганофорами, хиолитами, акритархами Возраст венд — ранний кембрий Промышленно нефтегазоносна в пределах юж половины Сибирской платформы и является здесь важнейшим объектом поисково-разведочных работ. К нижнемотской подсвите приурочен ряд не выдержанных по своим коллекторским

свойствам песчаных продуктивных горизонтов- парфеновский (и его аналоги — харыстанский, ботуобинский), ярактинский, нижнебирский, а к средне- и верхнемотской подсвитам — два горизонта карбонатных коллекторов: преображенский и усть-кутский.

МОЩНОСТЬ — толщина геологического тела, напластования (пласта, линзы, жилы и т. д.) или комплекса отложений (свиты, яруса, системы и т. д.). Различаются М* истинная, или нормальная, — длина перпендикуляра между кровлей и подошвой пласта; видимая — фактически наблюдаемая в скважине, обнажении горной выработке толщина геологического тела, пересеченного выработкой не по перпендикуляру между кровлей и подошвой (в скважине видимая М называется еще вертикальной, а в обнажениях — горизонтальной); вскрытая — часть истинной М, доступная для изучения в обнажении, скважине или др горной выработке

МОЩНОСТЬ ЭФФЕКТИВНАЯ — суммарная мощность всех прослоев горных пород в нефтегазонасыщенной части продуктивного горизонта, способных к нефтегазоотдаче. М э, как правило, меньше полной мощности горизонта в его продуктивной части (т е. выше ВНК или ГВК) МУЛЬДА — термин свободного пользования для обозначения овальных или изометричных прогибов — мелких платформенных структур третьего порядка округлой, изометричной или слабо удлиненной формы (площадь 20—200 км2) в замковой части синклинали М, которая возникла на своде уже почти сформированной геоантиклинали, называется

МУРАВЛЕНКОВСКОЕ ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено па юге Надым-Пурской нефтегазоносной области Зап -Сибирской НГП В строении месторождения принимают участие отложения юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возраста. Открыто в 1978 г Приурочено (по кровле сеномана) к брахиантикли- нальной складке субмеридиопаль- пого простирания с более крутым вост, крылом. На месторождении от-

крыты одна газовая залежь в сеноманских отложениях и три нефтяные залежи в валанжинских отложениях.

Газовая залежь установлена в сеноманских отложениях (верхи покурекой свиты), приурочена к своду структуры. Продуктивные отложения представлены пссчано-алевро- литовыми и глинистыми породами, перекрытыми толщей глинистых пород турона и более молодых. Газовая залежь пластовая массивная, водоплавающая. Вскрыта скважинами на глубинах 1100—1190 м. Высота залежи 30 м. Абсолютно свободный дебит газа 2,5 млн. м3/сут. Нач. пластовое. давление 11,1 МПа, температура 34 °C. ГВК расположен на абсолютной отметке —1039 м Газ метановый. Состав газа (%): метан 97,6, ТУ 0,25, азот 2,1, углекислый газ 0,04.

Нижнемеловые нефтяные залежи вскрыты на глубинах 2450—2660 м и приурочены к верхней части ме- гионской свиты, представленной переслаиванием пачек аргиллитов и песчаников с преобладанием песчаников. Залежи пластовые сводовые, литологически ограниченные. Кровли продуктивных пластов располагаются в своде на абсолютных отметках от —2465 до.—2530 м, ВНК от —2505 до —2595 м. Дебит нефти от 15 до 100 м3/сут (штуцер 4—8 мм) ВНК горизонтальные или наклонены с юго-востока на северо-запад Пластовое давление 25,8 МПа, температура 81—83 °C. Нефти малосернистые (0,39—0,56 %), малопарафинистые (2,93%), малосмолистые (3,9— 7,0%); пл 0,847—0,893.

МУРБАН ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ (Баб)—находится в Объединенных Арабских Эмиратах на побережье Персидского залива к юго-западу от г. Тариф, в центральной части синеклизы Руб-эль- Хали; приурочено к пологой брахи- антиклинали 46 X 24 км. Открыто в 1960 г. Осн. запасы приурочены к известнякам свиты Шуайба раннемелового возраста, залегающим на глубине 2493—2645 м. Залежи сводовые массивные с газовыми шапками. Нач. извл. запасы нефти 800 млн. т, газа растворенного и свободного 45 млрд. м3. Пл. нефти

0,865. Макс, годовая добыча 16 млн т (1971 г.).

МУСКОВИТ — минерал, КА12- ♦[A!Si3O10(OH,F)2]. Пл. 2,88. Образуется в породах разного генезиса, но наиболее типичен для метаморфических пород. В осадочных породах аллотигенный, часто встречается как примесь в терригенных отложениях (см. минералогия терригенная) .

МЭДИСОН ФОРМАЦИЯ — распространена в штате Вайоминг (США) Представлена известняками Мощн. от 30—50 до 200—250 м. Относится к миссисипию. Промышленно нефтеносна в бассейнах Биг-Горн, Уинд- Ривер, Грин-Ривер.

МЭНДЖЕК (маньяк) — твердый природный битум класса гильсонитов, приближающийся к асфальтам. Местное название (о. Барбадос).

МЭОТИЧЕСКИЙ ЯРУС (горизонт)— региональный ярус, широко распространенный на юге СССР (Юж. Украина, Крым, Кавказ, Мангышлак, Устюрт), а также в Румынии, Югославии, Болгарии Стратотип в Крыму, на Керченском п-ове между пос. Акбурун и Старый Казантип. Представлен известняками, мергелями, глинами, известковистыми песками. Мощн. до 400 м. Охарактеризован разнообразными моллюсками и др. фауной. Возраст поздний миоцен. Содержит залежи нефти и газа в Кубано-Черномор- ской области

МЯЧКОВСКИЙ ГОРИЗОНТ — распространен на Русской платформе, Юж. и Среднем Урале. Представлен известняками, иногда ракушняками и мергелями. Мощн. до 60 м _ Фауна брахиопод, фораминифер. Возраст средний карбон. Является верхним горизонтом московского яруса Промышленно нефтеносен в Куйбышевской области

НАГГЕТ ФОРМАЦИЯ — развита в области Скалистых гор в штатах Вайоминг и Колорадо (сев часть)

(США). Представлена песками и песчаниками. Относится к юре. Промышленно нефтегазоносна в бассейнах Грин-Ривер и Уинд-Ривер. J НАДВИГ — разрыв с наклоном сместителя до 60°, по которому висячий бок поднят относительно лежачего и надвинут на него. Н. обычно сопутствуют линейным складкам, развиваясь в обстановке интенсивного сжатия с пластическим перераспределением материала. Пластические деформации на определенной стадии процесса переходят в разрывные и в скалывание вдоль пережатых и утоненных крыльев складок. В связи с этим более древние слои ядер антиклиналей надвигаются на более молодые слои замков синклиналей. Поверхность Н. с глубиной выполаживается, а кверху становится круче. При наклоне сместителя менее 45° Н. называют пологим; при 45—60° — взбросо-надви- гом, при угле более 60° — шарьяжем. Система сближенных Н., параллельных простиранию складок, называется Н. чешуйчатым; крупные Н., разделяющие складчатые системы и краевые прогибы, — фронтальными. По характеру соотношений Н. и различных структурных форм выделяют Н. секущие, диагональные, сводовые и др.

НАДГОРИЗОНТ — региональное стратиграфическое подразделение, объединяющее несколько последовательно залегающих горизонтов. По своему объему может соответствовать части яруса, ярусу или нескольким смежным ярусам НАДЕЖНОСТЬ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ — вероятность попадания фактической величины ресурсов в допустимые пределы колебания предварительной оценки. Зависит от теоретической обоснованности прогностической модели, т. е от правильности наших представлений об условиях генерации, миграции, аккумуляции и сохранности месторождений нефти и газа или от степени соответствия природных условий формирования ресурсов УВ в рассматриваемом объекте и принятой модели, а также от уровня сходства объектов прогноза, обоснованности выбора эталонных объектов, от методологической правиль-

ности применяемых методов прогноза.X

НАДКИРМАКИНСКАЯ СВИТА — см. продуктивная толща.

НАДФОРМАЦИЯ — см. группа формаций.

НАДЪЯРУС — два или более яруса, объединяемые в случае сходства литологического состава слагающих отложений, недостаточной четкости разграничения в отдельных бассейнах или по историческим причинам Например, в неоком объединены бер- риас, валанжин, готерив и баррем; в сенон — коньяк, сантон, кампан и Маастрихт.

НАКЛОНОМЕТРИЯ СКВАЖИНЫ— определение элементов залегания пластов по данным геофизических измерений, проведенных в одной скважине. Для этой цели применяется специальный прибор — пластовый наклономер. Он состоит из трех идентичных установок бокового микрокаротажа (БМК), которые расположены в плоскости, перпендикулярной к оси прибора, и смещены друг относительно друга на 120°, инклинометрического устройства и каверномера. При негоризонтальном напластовании каждая из установок БМК пересекает границу между пластами с различными физическими свойствами на разной глубине, что отражается на кривых БМК смещением характерных точек. Одновременно (в виде кривых) регистрируются: зенитный угол и азимут наклона скважины, азимут основной установки БМК и ср. диаметр скважины. По этим данным с помощью номограмм или ЭВМ рассчитывают угол и азимут падения пласта. Данные Н. с, полученные уже по^ первой скважине, позволяют оценить правильность построения структурных карт и планов и скорректировать точки заложения следующих скважин на площади

НАКРИТ — см. каолинит.

НАМАГНИЧЕННОСТЬ — свойство вещества (горной породы), определяемое магнитным моментом единицы его объема, обусловленным плотностью магнитного потока (магнитной индукцией) и напряженностью намагничивающего поля. Единица намагниченности / не имеет названия, в СИ выражается в амперах

па метр (А/м). Н.— величина векторная. Направление вектора намагничения, т. е. угол между вектором / и магнитным меридианом, измеряется в градусах. Н., создаваемая магнитным полем и исчезающая после прекращения его действия, называется индуцированной Ji, а сохраняющаяся после прекращения действия поля — остаточной /„. Н. минералов и горных пород как по модулю, так и по направлению является суммой Ji и 1п» а потому направление вектора суммарной намагниченности геологических тел может быть различным — вплоть до обратного по отношению к суммарному (полному) вектору магнитного поля Земли.

Преобладающая часть остаточной Н. пород возникла в процессе образования породы в определенном древнем магнитном поле Земли и в настоящее время совпадает с древним полем по направлению (при отсутствии последующего перемагничивания). Модуль Н. зависит от химического состава, текстуры горной породы, внутренней структуры образующих породу минералов, напряженности намагничивающего поля, условий и механизма образования породы. Различия в Н. горных пород являются основной предпосылкой использования данных измерения магнитного поля для решения геологических задач. Модуль и направление вектора намагниченности определяют по ориентированным образцам горных пород на астатических, феррозондовых и др. магнитометрах и рок-генераторах, а также рассчитывают по наблюденным магнитным аномалиям.

НАПАЛИТ — парафиновый минерал, встречающийся в виде хрупких медово-желтых чешуек, часто воскообразных. Тпл = 42 4-45°С; пл. ~1,1. Элементный состав (%): С 88—90, Н 9—10.

НАПОР ВОД — энергия потока подземных вод, определяемая соотношением

H = pNA-x-V^g\ где Н — напор вод1 гидродинамический (или полный напор, в потоке), р/у + z — напор вод гидростатический (или запас потенциальной энер

гии в данной точке потока), оцениваемый суммой пьезометрического напора р/у (р — гидростатическое давление в данной точке, у — удельный вес воды) и расстояния г рассматриваемой точки от заданной условной горизонтальной плоскости сравнения; uv(2g)—напор вод скоростной, равный кинетической энергии, заключенной в объеме воды единичного веса при данной истинной скорости фильтрации и и ускорении свободного падения g (поскольку скорости фильтрации подземных вод обычно малы, скоростным Н. в. обычно пренебрегают).

Н. в — важнейший показатель динамики вод, так как возможность движения вод между двумя точками пласта определяется наличием между ними разности Н. в. Значение Н. в. определяется измерением в скважине уровня вод или пластового давления и последующим приведением результата к плоскости сравнения. Понятие напора применимо и к другим флюидам.

НАСЫЩЕНИЕ ПЛАСТА — заполнение пор, трещин и др. пустот пласта горных пород водой, нефтью, газом. Характер насыщения пласта с разной степенью точности может быть определен по данным ряда промыслово-геофизических методов: 1) по каротажу сопротивления с использованием коэффициента увеличения удельного электрического сопротивления пласта Рн, относительного электрического сопротивления пласта рп или коэффициента нефтенасыщен- чости кн и их критических значений, при которых из пласта получают промышленные притоки нефти и газа; если либо Рн>Рн. кр, либо рп> > рп. кр, либо кн > кн кр, то оцениваемый интервал вероятно нефте- или газоносен, 2) по методам нейтронного каротажа (НК) — напротив водоносных пластов с высоким хлор- содержанием показания НК выше, чем напротив нефтенасыщенных; наличие глубокой зоны проникновения снижает эффективность методов НК. 3) по микрокаротажу — если в зоне проникновения вблизи стенки скважины велика остаточная нефте- или газонасыщенность, то показания по- тенциал-зонда напротив нефте- или газонасыщенного пласта будут выше,

чем напротив водоносного; 4) по газовому каротажу — газонасыщен- иые пласты отмечаются высокими показаниями содержания легких УВ, а нефтенасыщенные — тяжелых УВ, 5) по нейтронному активационному каротажу — если водоносные и нефтенасыщенные коллекторы содержат разное количество активирующихся элементов (Na, Cl), то интенсивность гамма-излучения напротив водоносных пластов будет выше. Применяются также комплексные методики, использующие одновременно несколько геофизических параметров. НАУНАКСКАЯ СВИТА — распространена в юго-вост, части Зап. Сибири (за исключением Чулымо-Ени- сейской впадины). Представлена серыми алевролитами и глинами с подчиненными прослоями песчаников Характерны многочисленные углистые включения. Мощи 40—120 м. Охарактеризована спорово-пыльцевыми комплексами, в верхней части—морскими двустворками и фо- раминиферами. Возраст келловей — Оксфорд. Является прибрежно-континентальной фацией васюганской свиты. Промышленно нефтеносна в пределах Каймысовской, Пайдугинской и Васюганской НГО (пласт Ю1).

НАФТАБИТУМЫ — природные битумы, нацело растворимые в органических растворителях типа хлороформа. Термин предложен на V Международном нефтяном конгрессе (1959 г.) комиссией зарубежных исследователей. По классификации, принятой в СССР, охватывают нефти, мальты, асфальты, асфальтиты и озокериты.

НАФТАЛИН — бициклический арен СюН8, состоящий из двух конденсированных циклов; первый член гомологического ряда нафталинов СлНгп—12:

Н. — кристаллическое вещество белого цвета, ТпЛ = 80°С, Ткип = = 218 °C. Н. и его гомологи установлены в керосиновых и газойлевых фракциях нефти (около 2—3 % на нефть). В основном они представлены метилзамещенными произ водными. Высокое содержание Н. и его гомологов характерно для жидких продуктов высокотемпературной переработки углей и горючих сланцев (каменноугольной и сланцевой смол). Хотя промышленное получение Н. из нефтей экономически менее выгодно, чем его извлечение из каменноугольной смолы, в настоящее время разработаны процессы получения Н. из нефти, обеспечивающие высокую чистоту продукта. Н. используется для производства красителей, инсектицидов, термопластических смол, синтетических волокон и т. д.

НАФТИДО-НАФТОИДЫ (вторичные нафтоиды) — продукты пиролиза некоторых нафтидов (нефтей, мальт, асфальтов, асфальтитов) в условиях контактового метаморфизма и воздействия гидротерм. К ним относятся кериты, антраксолиты, нефтяные коксы и гатчетиты.

НАФТИДЫ — термин, объединяющий углеводородные газы, конден- i саты, нефти и их естественные производные (мальты, асфальты, асфальтиты, озокериты и пр.).

НАФТОИДЫ — особая генетическая ветвь природных битумов (от мальт до высших антраксолитов), не связанных по происхождению с нефтью и представляющих собой продукты местного воздействия на концентрированное ОВ высоких температур или тектонических напряжений в условиях контактового метаморфизма и динамометаморфизма. Соответственно Н. подразделяются на 1) пи- ронафтоиды — продукты локальных высокотемпературных воздействий интрузий и гидротерм на обогащенные ОВ породы и 2) тектонафтои- ды — продукты, образовавшиеся в результате выжимания битуминозных веществ из пород при интенсивном давлении По физико-химическим параметрам большинство Н. близки нафтидам, но, в отличие от них, распространены сугубо локально и в виде мелких скоплений.

НАХКОЛИТ — минерал, Na(HCOa). Тв. 2,5. Пл. 2,21. В осадочных породах аутигенный, встречается в отложениях содовых озер.

НЕКРОПЛАНКТОН — раковины и мертвые тела организмов, пассивно переносимые течениями в океанах и морях.

НЕКТОН — морские организмы, активно передвигающиеся в водной среде (рыбы, головоногие моллюски, китообразные и др.).

НЕОГЕЙ — период геологической истории Земли, охватывающий позднепротерозойскую, ' палеозойскую, мезозойскую и кайнозойскую эры. НЕОГЕНОВАЯ СИСТЕМА (неоген)— до 1960 г. рассматривалась в качестве верхнего отдела третичной системы. Средняя система кайнозойской эратемы, залегает на палеогене, перекрывается четвертичной системой Подразделяется на 2 отдела: миоцен и плиоцен Ярусное деление основано главным образом па моллюсках. Общепринятое деление отсутствует. В последние годы разработана схема зонального деления неогена по планктонным фора- миниферам, нанопланктону и радиоляриям, которая прослежена в океанических разрезах и отчасти на континентах, однако она еще недостаточно увязана со схемами ярусного подразделения Юж. Европы и юга СССР (табл Н.1).

Неогеновые отложения исключительно богаты залежами нефти и газа, особенно на Тихоокеанском побережье Сев Америки, в Мексиканском заливе, на Кавказе и в Закавказье, на Ближнем Востоке, в Карибском бассейне, на востоке и юго-востоке Азии. Геол, запасы нефти в неогене превышают 13 %, газа 3,3 % мировых ресурсов НЕОГЕНОВЫЙ ПЕРИОД — второй снизу период кайнозойской эры продолжительностью 22—24 млн лет. Характеризуется завершением альпийской складчатости и окончательным формированием крупнейших горных систем Юж. Европы, Сев. Африки и Центральной Азии. Мощные горообразовательные движения происходили также вдоль зап и вост окраин Тихого океана

В неогене формируются современные семейства и большинство родов

фауны и флоры. Появляются человекообразные обезьяны, в конце неогена —- первые гоминиды.

НЕОСТРАТОТИП — новый стратотип какого-либо стратиграфического подразделения, выбираемый в том случае, если его голостратотип уничтожен или стал недоступным. Н. биостратиграфического подразделения устанавливается в пределах той же палеозоогеографической провинции, а Н. литостратиграфического подразделения — в пределах той же структурно-фациальной зоны, в которой был расположен голостратотип.

НЕОТЕКТОНИКА — см. тектоника новейшая.

Н ЕОТИП — единственный экземпляр, обозначенный в качестве «типового экземпляра» номинального таксона видовой группы, голотип (или лектотип) и все паратипы или синтипы которого утеряны.

НЕСОГЛАСИЕ — геометрическое несоответствие форм залегания двух толщ, вызванное проявлением тектонических деформаций в подстилающей толще горных пород, сопровождающимся временным прекращением осадконакопления и частичным размывом пород. Контакт толщ в случае Н. происходит по поверхности Н. Анализ Н имеет большое значение для изучения истории геологического развития, динамики и периодичности локальных и региональных тектонических движений. Поверхности Н. часто контролируют промышленные залежи нефти и газа. Наиболее распространенный случай промышленной нефтегазоносности связан со свойством несогласно перекрывающей толщи выполнять роль экрана (флюидоупора) над залегающими ниже пластами, содержащими скопления нефти или газа. Этот тип залежей обычно контролируется структурным, угловым, азимутальным Н. Нередко месторождения нефти и газа приурочены к зонам стратиграфического и литологического выклинивания вследствие проявления краевого Н. Иногда Н. приводит к образованию вторичной полезной емкости в породах, в зоне коры выветривания.

НЕСОГЛАСИЕ АЗИМУТАЛЬНОЕ— несогласие, при котором залегание

ТАБЛИЦА Н.1

Подразделения неогена

Отдел

Подотдел

Зап. Средиземноморье

Юг СССР

Черноморский бассейн

Каспийский бассейн

Плиоцен

Верхний

Астийский

Куяльницкий

Апшеронский

Акчагыльский

Средний

Плезанский

Балаханский (продуктивная толща)

Нижний

Киммерийский

Понтический .1

Миоцен

Верхний

Мессинский

Мэотический

Сарматский

Средний

Тортонский

Гельветский

Нижний

Бурдигальский

Аквитанский

слоев по обе стороны от его поверхности различается углом и направлением падения.

НЕСОГЛАСИЕ ГЕОГРАФИЧЕСКОЕ (картографическое) — отмечаемое на мелкомасштабных геологических картах угловое несогласие, выраженное перекрытием и срезанием подошвой покрывающих отложений нескольких различных подстилающих горизонтов НЕСОГЛАСИЕ ДИСГАРМОНИЧНОЕ — несогласие, возникающее в процессе складкообразования, когда высокопластичные слои претерпевают более интенсивное смятие, чем подстилающие и покрывающие их малопластичные породы

НЕСОГЛАСИЕ ДИСЛОКАЦИОННОЕ— см. несогласие структурное. НЕСОГЛАСИЕ СКРЫТОЕ — несогласие, не установленное непосредственно в разрезе и выявленное по косвенным признакам. Как Н с. могут проявлять себя несогласия стратиграфическое и географическое

Н ECO ГЛАСИ Е СТРАТ И ГРАФ И Ч Е- СКОЕ — нарушение непрерывной возрастной последовательности залегания пород вследствие перерыва в осадконакоплении. Н. с иногда бывает выражено очень неотчетливо и документируется в таких случаях по косвенным признакам (по органическим остаткам, радиологическими и др. тонкими методами). , НЕСОГЛАСИЕ СТРУКТУРНОЕ (общее) — несогласие, разделяющее толщи, степень дислоцированности которых существенно различна на значительной площади. Н. с. разделяют структурные этажи, структурные ярусы и др.

НЕСОГЛАСИЕ УГЛОВОЕ — несогласие, разделяющее слои с разным углом наклона.

НЕУКЕН НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена в зап. части Аргентины (провинция Неукен). Промышленная нефтегазоносность установлена в 1918 г. НГО связана

с Предандийским передовым прогибом и склоном Патагонской платформы (эпиплатформенный ороген). На севере и северо-востоке она окаймляется блоками эпиплатфор- менного орогена, на крайнем юго- востоке граничит с НГБ Рио-Колорадо, на юге — с Патагонским массивом. НГО вытянута в направлении ССЗ — ЮЮВ, при ср. протяженности 550 км и ширине 400 км охватывает площадь 144,4 тыс. км2. Объем осадочного выполнения 433,2 тыс. км3. Глубина залегания докембрийско-нижнепалеозойского фундамента до 6 км. Макс, мощности выполнения, представленного отложениями палеозоя, мезозоя и кайнозоя, составляют соответственно 1400, 2800 и 2000 м. Разрез слагают преимущественно терригенные континентально-морские отложения палеозоя, осадочно-вулканогенные триаса (порфиритовая серия), карбонатнотерригенные гипсоносные юры, карбонатно-глинистые морские верхней юры — неокома, карбонатно-терригенные соленосные нижнего мела, глинисто-песчаные континентальноморские верхнего мела, терригенные с туфами, андезитами и базальтами эоцена — миоцена, карбонатные и изверженные плиоцена — плейстоцена.

Нефтегазоносность связана с отложениями триаса (трещиноватые зоны порфиритовой серии), юры и мела. Глубины залегания продуктивных горизонтов от 600 до 3200 м и глубже. Залежи преимущественно пластовые сводовые, тектонически экранированные, приуроченные к нарушенным антиклиналям и валооб- разным поднятиям в пределах складчатого борта, часто литологически и стратиграфически экранированные па платформенном борту, где они приурочены к зонам региональною выклинивания меловых пород Эксплуатируются около 70 месторождений (к началу 1975 г. было открыто 53 нефтяных и газонефтяных, 17 газовых и газоконденсатных), большинство месторождений мелкие. НЕФЕЛИНИТ — см породы изверженные.

НЕФТЕГАЗ — раствор нефти в газе, содержащий заметное ее количество Образуется и существует только

при высоких давлениях (десятки МПа).

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ АКВАТОРИЙ— нефтегазоносность осадочных бассейнов дна Мирового океана, прежде всего в пределах континентального шельфа, куда часто продолжаются нефтегазоносные структуры сопредельной суши. На шельфах капиталистических и развивающихся стран в кайнозойских и мезозойских (крайне редко — в палеозойских) отложениях открыто около 1700 нефтяных и газовых месторождений, из которых разрабатывается примерно половина. Поисковое бурение на шельфе и континентальном склоне при глубине акваторий до 2000 м ведут 96 стран, более 40 стран разрабатывают месторождения нефти и газа под слоем воды до 300 м. Основные районы нефтегазопоисковых работ — Персидский и Мексиканский заливы, лагуна Маракайбо, Северное море, Гвинейский залив, шельфы Аляски, Калифорнии, Бразилии, Австралии, Средиземное и Каспийское моря, моря Юго-Вост. Азии и др.

В 1985 г. было пробурено 3244 морские скважины (на 452 меньше, чем в 1984 г.), в том числе в США — 1118, Индонезии — 257, Бразилии — 168. В 1985 г. ежедневная мировая добыча нефти из морских месторождений составила 1,95 млн. т (или 28 % общемировой добычи), газа — 923,6 млн. м3 (или около 25 % общемировой добычи). На 1 января 1982 г. капиталистические и развивающиеся страны добыли в море 10,6 млрд, т нефти и 3,7 трлн, м3 газа, что составило соответственно 19,6 и 12,6 % общей добычи нефти и газа. Благодаря освоению морских месторождений крупнейшими нефтегазодобывающими странами стали Великобритания, Норвегия, Мексика. В 1985 г. в десятку крупнейших нефтедобывающих стран мира вошли также Саудовская Аравия, США, Венесуэла, Египет, Индонезия, Иран и Индия, а в десятку крупнейших газодобывающих стран — США, Великобритания, Норвегия, Венесуэла, Нидерланды, СССР, Мексика, Бруней, Индонезия, Австралия.

По мнению ряда экспертов, на долю акваторий приходится около

1/3 мировых потенциальных ресурсов УВ, которые в основном приурочены в шельфовой зоне. В недрах глубоководных (зашельфовых) участков, по-видимому, залегает не более 30—35 % потенциальных ресурсов УВ Мирового океана, в основном они связаны с континентальным склоном и подножием, где вероятно широкое развитие достаточно мощного слоя кристаллогазогид- ратов УВ-газов. В центральных районах Мирового океана малое количество поступающего ОВ и очень низкие скорости осадконакопления не обеспечивают сколько-нибудь эффективного протекания процессов неф- тегазообразования. Предполагают, что на глубинах моря более 2500 м находится лишь около 5 % общих запасов УВ Мировдго океана, в том числе 4 % — в недрах континентального подножия.

НЕФТЕ(ГАЗО)ОТДАЧА — см. коэффициент извлечения.

НЕФТЕГИЛЬ (нефтедегиль)—местное название озокерита (Зап. Туркмения).

НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТЬ — см. коэффициент нефтенасыщенности.

НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТЬ ОСТАТОЧНАЯ— 1. Доля открытых пор, занятых оставшейся в пласте нефтью после окончания его разработки, отнесенная к общему объему открытых пор. Н. о. б связана с нефтеотдачей у горных пород — коллекторов соотношением

д = ан (1 — Y),

где ан — нефтенасыщенность.

Величина Н о. используется для подсчета промышленных (извлекаемых) запасов месторождения. Н. о. определяется составом нефти, типом коллектора, запасами пластовой энергии, а также режимом эксплуатации (разработки) месторождения. Вторичные методы добычи нефти (внут- рипластовое горение, вытеснение нефти горячим паром, вытеснение нефти растворяющим ее при высоком давлении газом и т. д ) направлены на уменьшение Но 2. Степень насыщенности нефтью образца керна, поднятого из скважины, бурящейся с применением промывочной жидкости на водяной основе.

НЕФТЬ — жидкий каустобиолит, первый представитель ряда нафтидов, способный к перемещениям в недрах и в поверхностных условиях. Генетически Н. — обособившиеся в самостоятельные скопления подвижные жидкие продукты преобразования РОВ в зоне катагенеза. В химическом отношении Н. — сложная смесь УВ и гетероатомных (преимущественно серо-, кислород- и азотсодержащих) органических соединений. В физическом отношении Н. — коллоидно-дисперсная сложноорганизованная система. Плотность Н. колеблется в пределах 0,73—1,04 (обычно 0,82—0,95). Начало кипения 20—100 °C и выше; температура застывания (+23)—(—60) °C; теплоемкость 1,7—2,1 кДж/(кг-К); вязкость при 50 °C равна 0,012— 0,55 см2/с. Н. хорошо растворима в органических растворителях. В воде Н. практически нерастворима, но может образовывать с водой стойкие эмульсии.

Специфическим свойством Н. является ее способность вращать плоскость поляризации света (оптическая активность). Почти все Н. вращают плоскость поляризации вправо, величина вращения + [a)D = — 0,1-~ 1,0. Ср. мол. масса Н. 220— ЗООи Молекулярные массы входящих в состав Н. органических соединений варьируют в очень широких пределах: наряду с низкомолекулярными УВ (с мол. массой менее 100) присутствуют высокомолекулярные УВ (более 1000) и гетероатомные соединения (до 40 000).

Основными химическими элементами, входящими в состав Н., являются углерод (82—87 вес. %) и водород (11—14). Ср. элементный состав Н. (вес. %/мол. %): углерод 85,0/34,3, водород 13,5/65,3; кислород 0,7/0,21; азот 0,3/0,1; сера 0,5/0,09. Углеводороды Н. представлены алканами, цикланами и аренами. Соотношения между этими группами УВ варьируют в широких пределах (0—93 % для алканов, 1— 80 % для цикланов и 3—35 % для аренов на дистиллятную часть Н.). Основную массу средних и высших фракций составляют УВ смешанного (гибридного) строения. В геохими-

ческом отношении важное значение имеют присутствующие в Н. хемо- фоссилии — углеводороды и гетеро- атомные соединения, близкие по структуре углеродного скелета к биологическим веществам. Наряду с оптической активностью присутствие хемофоссилий рассматривается как одно из основных доказательств генетической связи Н. с живым веществом.

Мировые ресурсы Н. оцениваются в 700 млрд. т. Н. — важнейший источник жидкого топлива, смазочных масел и др. нефтепродуктов, а также важнейшее сырье для производства искусственных и синтетических волокон, пластических масс, синтетических каучуков, спиртов, кислот и др. продуктов нефтехимической промышленности.

НЕФТЬ АНОМАЛЬНАЯ (неньюто- повская) —см. жидкость неньютоновская.

НЕФТЬ ОСТАТОЧНАЯ— см. нефте- насыщенность остаточная.

НЕФТЬ ПАРАФИНИСТАЯ (высоко- парафинистая) — см. парафин.

НЕФТЬ ПЕРВИЧНАЯ—1. Нефть, находящаяся в первичном залегании, т. е. образованная в той серии отложений, к которой опа приурочена. В этом смысле понятие Н. п. противопоставляется понятию нефть вторичная, т. е. находящаяся во вторичном залегании — вне тех отложе- ний, где происходило ее образование. 2. В рамках некоторых гипотез неф- теобразования — единая по составу, не претерпевшая вторичных изменений нефть, способная под действием того или иного фактора дать начало всему спектру природных нефтей. В зависимости от того, какой именно фактор рассматривался авторами этих гипотез как доминирующий, в качестве Н. п. принимались либо тяжелые циклические нефти, способные вследствие термокаталитических процессов в залежи превращаться в легкие алкановые нефти, либо легкие алкановые нефти, способные под действием гипергенных процессов превращаться в тяжелые высокосмолистые циклические нефти. В настоящее время принято считать, что природное разнообразие состава нефтей определяется не только действием разных но направленности процессов

катагенеза и гипергенеза в залежи, но и изначальными различиями в составе продуктов, которые генерируются РОВ, т. е. различиями, обусловленными спецификой материнского ОВ и уровнем его катагенети- ческой преобразованности.

НЕФТЬ СЕРНИСТАЯ —см. сера. НЕФТЬ СИНТЕТИЧЕСКАЯ — жидкие углеводороды, получаемые при химической переработке природных битумов, горючих сланцев и углей. НИБЕЛЬСКАЯ СВИТА — см. ижма- омринский комплекс.

НИГРИТ — твердый природный битум класса альбертитов. Местное название (США).

нижневилюйская свита — распространена в Зап. Приверхоянье и в бассейне нижнего течения р. Вилюй. Представлена песчаниками с подчиненными прослоями алевролитов. Мощн. 50—200 м. Охарактеризована растительными остатками. Составляет нижнюю часть верхнеюрской угленосной толщи. Промышленно газоносна.

НИЖНЕВСКАЯ СВИТА — распространена на крайнем юго-западе Русской платформы и на востоке Пред- карнатского прогиба. Представлена доломитами, доломитизированными известняками, ангидритами. Мощн. до 300 м. Возраст поздняя юра. Промышленно газоносна.

НИЖНЕИНДСКАЯ ГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — расположена в пределах сев.-зап части Индостана и сев. части Аравийского моря. Площадь 700 тыс. км2, в том числе суша 200 тыс. км2, шельф (до изобаты 500 м) 40 тыс. км2, остальное приходится на более глубоководную часть. Объем осадочного выполнения на суше 1430 тыс. км3, шельфе 320 тыс. км3, глубоководье 2 млн. км3. Макс, ширина 400 км, протяженность 1500 км. Первое газовое месторождение Суи открыто в 1952 г. В тектоническом отношении бассейн отвечает на суше Синд-Пенджабскому склону Индостанской платформы, Предкиртарскому краевому и Карачинскому периклинальному прогибам. Прогибы ограничены Мари-Буг- тинским и Бадра-Санбакским поперечными поднятиями.

В складчатых бортах прогибов и поперечных выступов наблюдаются

узкие и протяженные локальные структуры, осложненные дизъюнктивными нарушениями. На границе с Киртарским горноскладчатым сооружением, оконтуривающим провинцию с запада, располагается зона надвигов и сбросов. В пределах Синд-Пенджабского склона Индо- станской платформы имеются крупные выступы фундамента: Покран- Джодпурский и Саккарский. По кайнозойским отложениям выделяются на севере Мари-Джейсалмерское и Джейкобабад-Хайрпурское валооб- разные поднятия, разделенные На- р^канальско-Шахгарской впадиной, на юге — Котринско-Хайдарабадское поднятие.

В акватории Нижнеиндскому бассейну отвечают юж. подводное продолжение Карачинского прогиба, Предмеррейский прогиб и оконтури- вающий его на юго-востоке вал Фе- дынского. Фундамент на суше и шельфе докембрийский, глубина его залегания 8 км и более. Прогиб выполнен палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими терригенными и карбонатными отложениями общ. мощи. 2—8 км и более. По мере приближения к склону платформы и Индостанскому щиту сокращаются мощности отложений, выпадает ряд стратиграфических горизонтов, тер- ригенно-карбонатные отложения замещаются более грубыми терригенными разностями. На долю морских отложений приходится около 70 %, из них на долю карбонатных примерно 50 %. Крупный региональный перерыв наблюдается с позднекембрийского до позднепермского времени.

На шельфе, возможно, сохранилась такая же стратиграфическая полнота разреза, но значительно увеличилась мощность морских неогеновых отложений. В более глубоководных частях бассейна основную роль в осадочном чехле играют среднеэоценовые — современные отложения Индского глубоководного конуса, представленные переслаиванием глин, алевролитов, песчаников, которые подстилаются палеоцен-нижнеэоценовыми пелагическими осадками. Общ. мощн. отложений в акватории изменяется с севера на юг от 8 до 2 км.

Продуктивными комплексами являются: 1) среднеэоценовый (свита Киртар), представленный переслаиванием пачек известняков и глин, коллекторами служат трещиноватые известняки; мощн. до 1—1,5 км; 2) верхнепалеоценовый — нижнеэоценовый, представленный глинами свиты Газидж, преимущественно известняками свиты Лаки (нижний эоцен), известняками, местами рифогенными, а также глинами свиты Дунган (верхний палеоцен); коллекторами служат белые мелоподобные обычно фораминиферовые и рифовые известняки, относящиеся к главному известняку Суи (Дунган-Л аки) и верхнему известняку Суи (Лаки); известняки верхнего палеоцена и эоцена газоносны на большей части территории; мощн. до 2 км; 3) нижнепалеоценовый — верхнемеловой, характеризующийся аллювиально-дельтовыми песчаниками свит нижняя Раникота и Паб; газоносен в юж. части бассейна; мощн. до 1,5 км; коллекторы песчаные; 4) песчаники свиты Гору раннемелового возраста (альб — сеноман); на склонах Индо- станской платформы, где в этих отложениях обнаружена залежь нефти, свита Гору представлена чередованием песчаников и глин; вместе с нижележащей свитой Сембар она образует единый литологический комплекс мощн. 1,5—2,0 км; в сторону Карачинского и Предкиртар- ского прогибов песчано-глинистые отложения замещаются глинами и мергелями; коллекторы песчаные; покрышками служат глины свит Гору (нижний мел), Мугалкот (верхний мел), Дунган (верхний палеоцен), Газидж (нижний эоцен). ,

В бассейне открыто 15 месторождений; из них только одно нефтяное — Кхаскели, приуроченное к нижнемеловым песчаникам свиты Гору; остальные — газовые, связанные с палеоцен-эоценовыми карбонатными породами, а также с верхнемеловыми и нижнепалеоценовыми песчаниками. Самыми крупными газовыми месторождениями являются Суи (244 млрд, м3) и Мари (ПО млрд. м3). Глубина залегания залежей от 620 до 1500 м. Залежи пластовые сводовые, тектонически экранированные, массивные, некото-

рые связаны с рифами (эоцен) и палеоруслами (верхний мел — нижний палеоцен). Газ в основном метановый с высоким содержанием азота (2,5—25,2 %) и СО2 (7,4— 46,2 %). Нач. разведанные запасы на суше 500 млрд, м3 газа и 7(?) млн. т нефти. На шельфе ресурсы не разведаны. Суммарная-добыча газа с 1955 г. составила 51 млрд. м3. НИЖНЕЙ МАГДАЛЕНЫ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (Картахенская) — расположена в Колумбии (департаменты Магдалена, Сесар, Гуахира, Боливар). Промышленное освоение началось с 1948 г. НГО приурочена к межгорной впадине со срединными массивами. На северо- западе открывается в акваторию Ка- рибского моря, на севере частично соприкасается с НГО Маракайбо, на юго-востоке — с НГО Верхней и Средней Магдалены. При протяженности 420 км и ширине 200 км НГО имеет площадь 40,7 тыс. км2, объем осадочного выполнения 122,1 тыс. км3 (по другим данным 38 тыс. км2 и 120 тыс. км3).

Основание бассейна — докембрийско-нижнепалеозойский фундамент, на котором с перерывом и угловым несогласием залегает толща морских мезозойских и кайнозойских отложений, макс. мощн. соответственно 1500 и более 5800 м. Выделяются литолого-стратиграфические комплексы: мел-палеоценовый глинисто-кар- бонатный, эоцен-олигоценовый песчано-глинистый с рифовыми известняками, миоцен-плиоценовый глинисто-песчаный с конгломератами Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями олигоцена и миоцена; коллекторы — рифовые известняки и песчаники. Общ. нач извл. запасы в пределах суши: нефть 20 млн. т, конденсат 10 млн. т, газ 80 млрд, м3 Месторождения приурочены к антиклиналям, иногда нарушенным; залежи массивные и пластовые сводовые; глубины залегания продуктивных горизонтов 700— 3000 м; месторождения мелкие. Перспективы открытия новых месторождений связываются с зоной шельфа. НИИГАТА НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — располагается в сев - зап части о. Хонсю и прилегающей акватории Японского моря. В 1870 г

в островной части открыто первое нефтяное месторождение, в 1873 г — первое газовое В акватории первое месторождение открыто в 1972 г. НГО связана с внутренней впадиной кайнозойской складчатой области Японской островной дуги. Степень закрытости по площади средняя, на севере граничит с НГО Акита. Площадь 25 тыс км2, длина ср. 286 км, макс 320 км, ширина ср. 85 км, макс. 100 км. Объем осадков неоген-чет- вертичного возраста 75 тыс. км3 Простирание длинной оси субмеридиональное Фундамент сложен метаморфическими породами палеозоя. Макс. мощн. пород осадочного чехла 6 км. Доля морских отложений в составе чехла более 80 %, карбонатных пород менее 1 %.

НГО представляет собой вытянутую отрицательную структуру, разделенную в южной части на две ветви. Макс, глубины связаны с центральной частью впадины и ее юго-вост, ответвлением Углы наклона бортов не превышают 45°. Осадочное выполнение смято в сложные складки, объединенные в антиклинальные зоны субмеридионального простирания. Складки асимметричные, брахиформные, реже линейновытянутые и куполовидные; разбиты многочисленными диагональными и поперечными разрывными нарушениями типа взбросов и сбросов. Площади складок не превышают 80 км2, амплитуды структур колеблются от 100 до 300 м, макс. 800 м

Региональные покрышки отсутствуют, и продуктивные горизонты встречаются по всему разрезу, но наиболее значительные скопления связаны со средне- и верхнемиоценовыми отложениями, где местами вскрыто по 10 и более продуктивных пластов. Коллекторы порового и порово-трещинного типа имеют пористость от 8 до 55 % и проницаемость десятые доли мкм2. Продуктивными являются песчаники, реже туфы, трещиноватые аргиллиты, лавы Месторождения УВ концентрируются в антиклинальных зонах, расположенных вдоль центральной наиболее погруженной части впадины Залежи связаны с ловушками, в основном пластовыми сводовыми, реже с выклиниванием и

замещением пластов-коллекторов на своде антиклиналей с дизъюнктивным их экранированием. Открыто 73 месторождения, в том числе 55 нефтяных и 18 газовых. Месторождения мелкие. Потенциальные геол, ресурсы 151 млн т нефти и 116 млрд, м3 газа Запасы нефти поровну распределяются па глубинах до 1 и 1—3 км; 75 % запасов газа приурочено к глубинам 1—3 км.

НИКЕЛЬ (N1)—химический элемент VIII группы периодической системы Менделеева. Ср. содержание (%): в земной коре 0,0058, е осадочных породах 0,0095, морской воде 0,002, нефтях 0,005, битумах нефтяного ряда 0,10, нефтяной золе до 31. Благодаря способности Н. сорбироваться нефтью, его отсутствие в подземных водах рассматривается иногда как один из положительных показателей нефтеносности. Вместе с ванадием Н. входит преимущественно в состав металлопорфириновых комплексов, являющихся составной частью порфиринов; основная масса Н связана с асфальтово-смолистыми веществами

НИКОБАРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — находится в пределах протяженного геосинклиналь- ного прогиба сев -вост, простирания, охватывающего Никобарские острова, юго-зап. часть о. Суматра и прилегающую к ним акваторию Андаманского моря и Индийского океана. Зап. и юго-зап. ограничением области является зона выклинивания осадочной толщи в глубоководном Зондском желобе На северо-востоке граница проходит по бесперспективному Центральносуматринскому антиклинорному поднятию. Площадь НГО 335 тыс. км2, в том числе 80 тыс. км2 на шельфе и 240 тыс. км2 на глубинах моря более 500 м Макс длина 1300 км, ширина 280 км. Объем осадочного выполнения кайнозойского возраста 700 тыс км3.

Фундамент образуют вулканогенноосадочные интенсивно дислоцированные мезозойские комплексы, включающие офиолиты В осадочном разрезе позднемелового — четвертичного возраста глубоководные морские образования верхнего мела—эоцена сменяются ритмично чередующимися карбонатами и терригенно-карбонат-

ными отложениями эоцена (анда- манский флиш), выше по разрезу (с региональным перерывом в олигоцене)— континентальными и прибрежными грубообломочными песчаными отложениями верхов олигоцена, глубоководными вулканокластическими образованиями нижнего миоцена и мелководно-морскими карбонатными породами (включая рифогенные известняки) верхнего миоцена — плиоцена. Доля морских отложений в составе чехла достигает 80 %, карбонаты образуют более половины объема чехла. Интенсивность структур НГО в ср. 0,06 м/км2.

На шельфе открыты мелкие газовые месторождения Меулабох (1970 г.) и Кеудапаси (1972). Продуктивны песчаники и известняки миоцена, залегающие на глубине 1,2 км. Нач. геол, потенциальные ресурсы жидких УВ Никобарской НГО составляют 700 млн. т, газообразных 400 млрд. м3. Извл. часть их соответственно 150 млн. т и 220 млрд м3, в том числе на шельфе 130 млн. т и 200 млрд. м3.

НОВОЗЕМЛИТ — природный битум класса кискеитов, встреченный в палеозойских известняках на Новой Земле.

НОНТРОН ИТ — см. монтмориллониты.

НОРИТ — см. породы изверженные НОРТ-ВЕСТ ДОУМ КОНДЕНСАТНОГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— расположено в акватории Персидского залива в 50 км северо- западнее п-ова Катар (в территориальных водах Катара) Приурочено к крупному куполовидному поднятию 75X 40 км. Газоносны известняки и доломиты свиты Хуфф пермского возраста, залегающие на' глубине 2700—2900 м и экранируемые сульфатно-галогенными породами Запасы газа оцениваются от 875 до 2800 млрд. м3.

НОРТ-РЕНКИН ГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится на сев -зап шельфе Австралии в пределах НГП Дампьер. Приурочено к пологой брахиантикли- пали площадью 130 км2. Основной продуктивный горизонт связан с песчаниками верхнего триаса, обладающими пористостью 20—30 % и высокой проницаемостью, залегающими

на глубине 2700—3600 м. Извл. запасы газа 240 млрд, м3, конденсата 2,4 млн. т.

НОС СТРУКТУРНЫЙ — удлиненная незамкнутая антиклиналь с наклоненным шарниром, расположенная на моноклинали и вытянутая по ее падению. Вверх по восстанию моноклинали контур (изолинии) Н. с. размыкается, в силу чего на структурной карте Н. с. выглядит как мыс или выступ, осложняющий моноклиналь.

МОТАЛЬНЫЙ (антибореальный) — расположенный в юж. части земного шара. Термин применяется в биогеографии по отношению к сообществам растительных и животных организмов, обитавших (или обитающих) к югу от Средиземноморского (Тети- ческого) палеобиогеографического пояса (области). В сравнении со средиземноморскими сообщества Но- тального пояса, как и сообщества Бореального пояса, характеризуются обеднением систематического состава и очень крупными популяциями.

НУТОВСКАЯ СВИТА (серия)—распространена на Сев. Сахалине. Представлена песками, от гравийных до мелкозернистых, с пачками глин и линзами конгломератов, гравелитов, известковистых песчаников и лигнитов. Мощн. до 3500 м. Фауна моллюсков и фораминифер. Возраст поздний миоцен — плиоцен. Промышленно нефтегазоносна.

НЯДЕЙЮСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ — расположено в 150 км к западу от г. Воркута; приурочено к Варандей- Адзьвинской зоне Тимано-Печорской НГП. Месторождение контролируется Нядейюской структурой, находящейся в центральной части вала Гамбурцева В пределах эродированного свода структуры непосредственно под отложениями средней юры па глубине 476—780 м залегают би- ।умные пласты, приуроченные к по- рпсто-кавернозным и трещиноватым твестнякам серпуховского яруса нижнего карбона. Эф. мощн. битумных пластов 69,8 м; битумопроявле- пия отмечаются в интервале 300 м. Ниже зоны предсреднеюрского перерыва в известняках развит кавернозный тип коллекторов с крупными । нощами твердого битума; в осталь

ной части разреза распространены преимущественно поровые коллекторы с импрегнированным типом скоплений. Битумы относятся к асфальтам ^асфальтитам, их состав (%)• масла 18,1—26,2; смолы бензольные 12,7—17,0; смолы спиртобензольные 22,5—24,9; асфальтогеновые кислоты 1,6—6,9; асфальтены 29,6—37,3. Ресурсы битумов 210 млн т. Образование битумного скопления связано с разрушением нефтяной залежи (очевидно, в предтриасово-среднеюрское время).

ОБВОДНЕНИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА (нефтяного или газового)— 1. Постепенное заполнение продуктивного пласта водой, содержащейся в этом же пласте или поступающей в него из других пластов за контуром продуктивности, вследствие извлечения нефти (газа) при эксплуатации. Может быть равномерным и неравномерным по площади и (или) по разрезу пласта. Наблюдается в залежах, имеющих гидродинамическую связь с законтурной областью пласта. 2. Непредвиденное заполнение продуктивного пласта водой, проникающей по стволу скважины из выше- или нижележащих горизонтов вследствие плохой цементации скважины или негерметичности обсадной колонны ОБЕСПЕЧЕННОСТЬ ЗАПАСАМИ — см. кратность запасов.

ОБЛАСТИ БАТИМЕТРИЧЕСКИЕ (зоны) —части дна Мирового океана и прилегающие к ним толщи воды, ограниченные определенными глубинами или пределами глубин: литоральная (литораль), неритовая, батиальная (батиаль), абиссальная (абиссаль) и гипабиссальная.

ОБЛАСТЬ ГЕОСИНКЛИНАЛЬ- НАЯ — крупная геосинклиналь, в пределах которой главная складчатость завершает геотектонический цикл (альпиды, герциниды и т. д)

Как и другие единицы иерархии геосинклиналей (системы, пояса), О. г. объединяет структуры по их пространственным и временным связям, а также по сходству геологического развития. О. г. являются крупнейшими составными элементами гео синклинального пояса, многие из них включают в себя крупные срединные массивы. О. г. могут разделяться на более мелкие структурные образования — геосинклинальные системы. Например, Верхояно-Чукотская О. г. входит в состав Тихоокеанского гео- синклинального пояса и разделяется срединными массивами (Омолон- ским, Колымским, Хромским) на Новосибирско-Чукотскую и Верхояно- Колымскую геосинклинальные системы.

Нередко понятие О. г. используется как термин свободного пользования для обозначения крупных участков земной коры с геосинклинальным развитием.

ОБЛАСТЬ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО ВЛИЯНИЯ — часть пласта, в пределах которой при отборе флюида (или при его закачке в пласт) изменяется пластовое давление. Размеры этой области зависят как от фильтрационных параметров пласта, так и от интенсивности и длительности отбора (закачки) флюида и от его физических свойств.

ОБЛАСТЬ НЕРИТОВАЯ — участок дна морей и океанов с расположенной над ним толщей воды, простирающийся от прибрежной зоны (литорали) до глубин приблизительно 200 м. Примерно совпадает с границами шельфа. О. н характеризуется хорошей аэрацией, высокой освещенностью и богатой органической жизнью.

ОБЛАСТЬ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ (Н ГО)—единица нефтегеологического районирования нефтегазоносной провинции (НГП), чаще всего соответствующая геологическим объектам регионального масштаба (см. порядок тектонических структур) и объединяющая смежные нефтегазоносные районы и зоны. НГО характеризуется общностью строения, условий нефтегазообразования, нефтегазона- копления и истории геологического развития в течение времени формирования осадочного чехла. При вы-

делении НГО анализируются главным образом тектонические особенности НГП (структурная обособленность, объем осадочного выполнения, масштабы и т. д) ив меньшей мере геохимические и литологические черты (мощность отложений, косвенно свидетельствующая о преобразованности пород и РОВ, фациальные признаки и т. д.). Среди НГО возможно выделение областей бассейнового типа (синклинории, впадины, прогибы, т. е. области преимущественной генерации УВ) и межбассейнового типа (своды, мегавалы, т. е. области преимущественной аккумуляции УВ).

В случаях четкого тектонического контроля нефтегазоносности границы НГО проводятся: а) по наиболее повышенным участкам региональных поднятий (т. е. по погребенным «водоразделам»); б) по осевым наиболее погруженным частям региональных впадин (т. е по «тальвегам»). Такое проведение границ дает возможность оконтурить области питания (генерации) и аккумуляции УВ, позволяя рассматривать как единое целое весь процесс формирования скоплений УВ, но при этом приводит к объединению в одну область территорий с разными плотностями запасов. Можно также проводить границы по склонам региональных поднятий и обособлять тем самым наиболее погруженные (бассейны) и разобщающие их относительно повышенные (межбассейны) участки Этот способ позволяет четче выделить области с примерно равными плотностями запасов на всей их территории Примерами НГО могут служить Ферганская, Юрюзано-Сы^вен- ская, Парижская.

ОБЛАСТЬ ПИТАНИЯ, РАЗГРУЗКИ — область питания — часть водоносного комплекса (горизонта), в пределах которой происходит поступление в него вод из любого внешнего источника (с земной поверхности, с глубины, из смежного водоносного комплекса) Для О. п. характерны относительно повышенные значения напора вод. Область разгрузки — часть водоносного комплекса (горизонта), из которой происходит отток вод за его пределы (на земную поверхность, в смежные водоносные

комплексы и т. д). О. р. характеризуется относительно пониженными значениями напора вод. В зависимости от размеров и степени воздействия О. п. или О. р. на гидродинамический режим водоносного комплекса различаются региональные и локальные области. Локальные часто называют очагами питания (или разгрузки).

ОБЛАСТЬ СКЛАДЧАТАЯ — складчатое сооружение, образовавшееся на месте геосинклинальной области. О. с. являются крупнейшими подразделениями складчатого пояса, где они выделяются по возрасту складчатости в рамках тектонохронологи- ческой шкалы (каледониды, герци- пиды, альпиды и т. д.). Например, в пределах сев.-зап. части Тихоокеанского пояса выделяют мезозойскую Верхояно-Чукотскую О. с., Корякско- Камчатскую кайнозойскую О. с. и'др. Внутри сложно построенных поясов, сочетающих складчатые и геосинкли- нальные структуры, О. с. могут разделяться геоси нклинальны ми областями или системами, крупными срединными массивами.

ОБЛАСТЬ СОЛЯНОКУПОЛЬНАЯ— крупный регион, в осадочном чехле которого развиты мощные галогенные толщи и активно проявляется соляная тектоника. В плане О. с. имеют изометричную (Польско-Германская, Прикаспийская впадины) или линейн/ю форму (Днепровско- Донецкая впадина, рифт Красного моря, периконтинентальный бассейн Зап. Африки). О. с. приурочены обычно к пассивным окраинам как древних, так и современных континентальных блоков земной коры. По геофизическим данным в пределах О. с. гранитно-метаморфический слой земной коры имеет сокращенную мощность. О с отличаются весьма значительными глубинами залегания фундамента (до 15 км и более), огромными мощностями осадочного чехла и трехчленным его строением.

Подсолевой комплекс отложений представляют образования, формировавшиеся, очевидно, в пределах структур типа перикратонных опусканий. Кровлей этого комплекса является весьма слабо расчлененная поверхность, на которой формируется комплекс соленосных отложе

ний. Последующие деформации этих отложений (соляные купола, соляные валы и т. п.) являются наиболее контрастными структурами О. с. Надсолевой комплекс отложений развивается под влиянием формирующихся соляных структур. Как все крупные регионы с мощным осадочным чехлом, О. с. в той или иной степени нефтегазоносны. Промышленная нефтегазоносность приурочена прежде всего к соленосным и надсолевым комплексам отложений. Большие перспективы обнаружения крупных скоплений УВ связываются с глубоко погруженными подсолевыми комплексами О. с.

ОБМАНКА РОГОВАЯ — см. амфиболы.

ОБМЕН ИОННЫЙ — явление,характерное для границы раздела твердый минеральный скелет горной породы— раствор электролита и заключающееся в том, что часть вновь вводимых в раствор ионов входит в двойной электрический слой, в то время как часть ионов, находившаяся ранее в двойном электрическом слое, переходит в раствор. (Двойной электрический слой на межфазной границе — система разноименно заряженных ионных слоев со стороны твердого тела и со стороны раствора.) Интенсивность О. и. между минералами и поровыми растворами зависит от масштабов и скорости водообмена, от исходного состава поглощенных ионов, концентрации их в растворе, а также от значений их термодинамических констант, которые определяют адсорбционную емкость (емкость поглощения). По способности к О. и. (активности).поглощаемые двойным электрическим слоем катионы располагаются в следующем порядке: Li+, Na+, К+> Mg++ Са++, Sr**, Ва**е

Процессы О. и., с одной стороны, приводят к изменениям таких свойств минералов и пород, как гидрофильность, пластичность, разбухаемость, фильтрационная и диффузионная проницаемость, а с другой —к изменению состава участвующих в О. и. растворов. О. и. частично определяет интенсивность миграции и дифференциации ряда химических элементов в зоне интенсивного водообмена

Наиболее активны реакции О. и. в осадках на стадиях седиментогенеза и диагенеза. В осадках и осадочных породах О. и. наиболее интенсивен для глинистых минералов. Состав поглощенных катионов в этих минералах зависит от минерализации и солевого состава вод седиментационного бассейна. На этой зависимости основаны некоторые методы определения солености древних водоемов. При стадиальном эпигенезе с повышением температуры происходит гидрослюдизация монтмориллонитов, при которой в обменных позициях ионы Na и Са замещаются ионами К.

ОБОСНОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ПРЕДПЛАНОВОЕ — часть системы планирования и прогнозирования развития геологоразведочных работ, предназначенная для определения цели и задач работ на планируемый период, выбора направлений поисков месторождений, подготовки исходных данных и нормативной базы для плановых расчетов. Обноснование включает: 1) характеристику состояния геолого-геофизической изученности региона; 2) ретроспективный анализ результатов и эффективности геологоразведочных работ; 3) анализ состояния запасов всех групп и категорий на начало планируемого периода; 4) прогноз геологических условий и возможной эффективности работ в планируемом периоде.

Сроки, охватываемые предплановыми прогнозами, должны превышать планируемый период, что позволяет предусмотреть возможные последствия принимаемых решений. При составлении пятилетних планов предплановые прогнозы должны даваться на две пятилетки, а для текущих планов — на пятилетку. При ретроспективном анализе рассматриваемый период должен быть значительно больше планируемого Обоснование должно включать также уточнение нормативной базы геоло- разведочного производства Это диктуется: изменением дислокации и объектов поисковых и разведочных работ, возрастающей разведанностью районов, усложнением горнотехнических и геологических условий, совершенствованием техники,

методов, методики и организации работ.

ОБЪЕКТЫ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ — участки территории и акватории, включающие геологические тела (или части их) различного строения и масштаба, которые изучаются геологоразведочными работами с целью оценки их промышленной нефтегазоносности. Один и тот же объект является либо предметом обнаружения, т. е объектом поисков, либо предметом изучения, т. е областью поисков новых объектов, относящихся к более низкому иерархическому уровню.

На этапе региональных работ изучаются осадочные бассейны или их крупные части, связанные с надпорядковыми тектоническими сооружениями и структурами первого порядка. Для них дается качественная или количественная оценка перспектив нефтегазоносности с выделением зон возможного нефтегазонакопления Детальные поисковые геолого-геофизические работы в основном концентрируются в районах или структурно-фациальных зонах с предполагаемой или доказанной нефтегазоносностью, где выявляются новые локальные структуры и ловушки. Локальная структура считается выявленной при условии, что ее наличие и замкнутый характер по перспективным отложениям определены геолого-геофизическими работами, объемы и достоверность которых обеспечивают возможность подготовки структуры к глубокому бурению. В ее пределах локализуются прогнозные ресурсы категории D1 и частично D2.

Перспективные площади с выявленными структурами и ловушками, которые по своим параметрам способны содержать промышленные скопления УВ, становятся объектами проведения детальных геолого-геофизических работ с целью подготовки их к поисковому бурению. Подготовленной структурой считается антиклинальная или другого типа ловушка, а также аномалия типа «залежь» (АТЗ), закартированные по горизонтам, которые характеризуют строение и перспективы нефтегазоносности продуктивных (перспективных) комплексов с достоверностью,

необходимой для заложения поисковых скважин в условиях, оптимальных для обнаружения залежей. Ресурсы таких структур (площадей), оцененные по категории Сз, являются источником прироста запасов ка- гсгорий С2 и Сь

Поиск новых месторождений (залежей) ведется, как правило, на подготовленных структурах. Месторождение считается выявленным, если в одной из скважин получены промышленные притоки УВ, характеризующие продуктивность одного или нескольких горизонтов, запасы которых в данном случае предварительно оцениваются по категории С2 и являются источником прироста разведанных запасов категорий Ci и В. Оценка промышленной значимости нового месторождения (залежи) дается при условии, что часть запасов разведана по категории Сь а остальные — по категории С2. Подготовка к разработке проводится на месторождениях, которые предварительно оценены и содержат одну или несколько залежей, имеющих промышленное значение В результате разведки, включающей оценку и подготовку месторождения к разработке, подсчитываются и утверждаются разведанные запасы категории Ci и частично (не более 20 %) категории С2, а также определяются основные эксплуатационные объекты и рациональные способы их разработки.

ОБЪЕМ ГАЗА ПРИВЕДЕННЫЙ — объем, занимаемый природным газом в нормальных условиях, т. е. при температуре О °C (273,15 К) и давлении 101,3 кПа (760 мм рт. ст.): определяется уравнением

уп = V . 273,15р/[101,3 • (273,15 + 01 где V — объем газа при температуре /, °C, и давлении р, кПа.

ОБЪЕМ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ — определяется в денежном и натуральном выражении. Этот показатель в денежном выражении представляет собой сумму затрат на все выполненные работы. Он позволяет сопоставлять результаты по отдельным видам, этапам и стадиям работ, устанавливать их динамику, планировать рост производительности труда, снижение себестоимости и

прибыль, а также определять экономическую эффективность затрат на подготовку запасов. О. г. р. в денежном выражении определяется в действующих сметных ценах исходя из физических объемов отдельных видов работ и сметной стоимости единицы работ

При всей универсальности стоимостные показатели не всегда дают точное представление об объеме работ в натуральном выражении. Это несовпадение происходит из-за изменения структуры работ и сметных расценок, а также по многим др. причинам Физическое измерение объ-' омов различных работ (длины профилей в сейсморазведке, км; проходки в бурении, м, и т. д.) дает непосредственное представление о полученных результатах. Однако физические показатели могут применяться только для измерения однотипных работ и продукции. На отдельных геологоразведочных предприятиях для измерения объема работ применяется трудовой показатель — нормированный человеко-час: в основном он используется во вспомогательных подразделениях.

ОБЪЕМ ЛОВУШКИ (ЗАЛЕЖИ) — геометрический объем тела, сложенного коллектором в пределах ловушки. Не следует смешивать с объемом пустотного пространства коллектора, состоящим лишь из объема сообщающихся пор, трещин и др. пустот в пределах ловушки. Соответственно объем залежи — это часть объема ловушки, запятая нефтью или газом При предельном заполнении ловушки объем залежи меньше объема ловушки на величину невытесняемого объема нефти (газа) (см. высота ловушки).

ОЗОКЕРИТ — минерал, состоящий в основном из твердых алканов (от С37 до С53) с примесью жидких масел и смол Представляет собой твердую, хрупкую или мазеподобную массу от светло-желтого до черного цвета; пл. 0,85—0,97; Гпл обычно 40—50, иногда до 100 °C и выше Элементный состав (%): С 83,5—85, Н 12—14,5. Образуется при дифференциации высокопарафинистых нефтей и тяжелых газоконденсатов. Известны крупные месторождения озокерита, связанные преимущественно

с областями альпийской складчатости (в Ферганской, Зап.-Туркменской впадинах, Предкарпатском прогибе и др.). Местные названия разновидностей О.: гумбед, байкерит, марта, багга, кицдебаль, О. волокнистый, мраморный и др.

ОКАТАН НОСТЬ — характеристика формы зерен, обретенной ими вследствие истирания в процессе переноса и переотложения осадков при се- диментогенезе. При визуальной оценке совершенно неокатанные зерна с острыми углами обозначаются баллом 0, очень слабо окатанные—1, слабо окатанные, угловато-окатанные— 2, хорошо окатанные — 3, идеально окатанные (шар) — 4. Ср. ока- танность (%) вычисляется по формуле

К = [(О^о *4” l^i + 2^2 + Зпз ++ 4n*WNl • 25,

где По — л4 — число зерен каждого класса; N — общее число измеренных зерен; 25 — постоянный поправочный коэффициент.

Для количественной оценки О. пользуются коэффициентом округленности Ваделла и коэффициентом сферичности Рилея. Коэффициент округленности Q характеризует меру сглаженности углов обломка; определяется как частное от деления суммы всех радиусов кривизны выступов на контуре обломка г на радиус максимальной окружности R, вписанной в контур зерна, и числом измеренных радиусов кривизны. Q — T.rKRN). Коэффициент сферичности Р характеризует степень близости формы обломка к сфере и оценивается как корень квадратный из отношения диаметра наибольшей окружности d, вписанной в проекцию контура обломка, к диаметру наименьшей окружности D, описанной вокруг того же контура:- Р = = (d,Dy/2, Количественные измерения проводятся с помощью рисовальною аппарата или специальной линейки с окружностями заданного диаметра. По результатам изучения современного аллювия установлено, что при переносе грубообломочного материала на расстояние 100 км округленность изменяется от 0,6 до 0,99, сферичность от 0,6 до 0,75.

ОКЕАН — крупнейший отрицательный элемент мегарельефа Земли — заполненная водой тектоническая депрессия, сложенная преимущественно симатическими породами (земная кора океанического типа). О. является частью Мирового океана, расположенной между континентами, . обладающей специфическими особенностями гидрологического режима и самостоятельной системой циркуляции вод.

ОКЕАН МИРОВОЙ — непрерывная водная оболочка Земли, окружающая все .континенты и острова. О. М. составляет большую часть (361 260 тыс. км2) гидросферы. Объем водной массы О. М. равен 134 740 тыс. км3 при ср. глубине 3711 м (макс, глубина 11 022 м) В его пределах выделено 4 океана Тихий, Атлантический, Индийский и Северный Ледовитый. В воде О. М. присутствуют все известные химические элементы, но основную массу (из 3,5 вес. % в водах с нормальной соленостью) составляют ионы хлора (1,919 %), натрия (1,067 %), сульфата (0,269 %), магния (0,128 %), кальция (0,041 %), калия (0,039 %) и брома (0,007 %). Общ. соленость вод и концентрация отдельных ионов имеют значительные колебания в прибрежных зонах, у поверхности воды и на границах морских течений. Однако относительные количества основных ионов примерно одинаковы во всех частях О. М. Кроме ионных компонентов в водах присутствуют органические соединения, растворенные атмосферные газы и взвешенные вещества. Большинство исследователей считают, что за всю геологическую историю (по крайней мере в течение фанерозоя) соленость и состав вод О. М. не менялись О. М. активно взаимодействует с соседними геосферами, определяя многие их Ьсобенности.

ОКИСЛЯЕМОСТЬ — количественная характеристика суммарного содержания О В в подземных водах В лабораториях определяется как количество кислорода или марганцевокислого калия (КМпО4), расходуемое на окисление РОВ воды. еПри этом принято считать, что 1 мг кислорода или 4 мг КМпО4 окисляют 21 мг ОВ.

окклюзия — поглощение газов микроскопическими полостями в металлах, минералах и горных породах в момент их образования из расплава или раствора (в отличие от поверхностного поглощения — адсорбции или объемного поглощения — абсорбции).

ОКОБЫКАЙСКАЯ СВИТА (серия) — распространена на Сев. Сахалине Представлена в нижней части алевритовыми глинами с прослоями песчаников и глинистых алевролитов, в верхней части — флишоидным переслаиванием песков, песчаников и глинисто-алевритовых пород. Мощн. до 1500 м. Фауна моллюсков и фо- раминифер. Возраст миоцен. Является основной продуктивной нефтегазоносной толщей Сев. Сахалина.

ОКРАИНА КОНТИНЕНТАЛЬНАЯ- CM. зона перехода от континента к океану.

ОКРАСКА ОСАДОЧНЫХ ПОРОД — один из признаков горной породы, особенно важный при ее полевом описании. О. может быть первичной, характеризующей условия седиментогенеза и диагенеза, и вторичной, т. е. вызванной эпигенетическими изменениями пород. Наиболее важными красителями являются минералы железа и ОВ. По мере возрастания концентрации ОВ окраска становится серой, темно-серой, затем черной или бурой. Окис- лы и гидроокислы железа имеют красную или бурую О. разных оттенков, а обогащенные ими осадочные породы обычно являются красноцветными. Минералы, содержащие одновременно двух- и трехвалентное железо (глауконит, большинство хлоритов), имеют разные оттенки зеленой О. Если при гипергенезе (изредка при эпигенезе) происходит вынос из пород О В и железа, породы обесцвечиваются Белыми являются также многие органогенные и хемо- генные породы, первично содержащие мало ОВ и железа. По той же причине белую О. имеют мономине- ральные кварцевые песчаники.

В нефтегазоносных толщах существуют два важных вида вторичной О. Первый из них — смена красной О. на зеленую и реже серую в результате восстановления Ге34- до Fe2+ при воздействии на породу под

земных вод, содержащих растворимые УВ. Породы с такой вторичной О. бывают зелено- или пестроцветными. Другой вид вторичной О. вызван присутствием в коллекторах нефти (бурая окраска) или твердых битумов (черная окраска). Залежи нефти и газа встречаются в самых разнообразных по О. породах, например в красноцветных песчаниках (ротлигендес Центрально-Европейской мегапровинции, венд Сибирской платформы), в белых или светло-серых кварцевых песчаниках (на большинстве древних платформ), в белых или светло-серых карбонатных породах (в очень многих провинциях), в зеленовато-серых или зеленых песчаниках (меловые средние аркозы Зап. Сибири, граувакки в очень многих молодых бассейнах). ОКРЕМНЕНИЕ — процесс аутигенного новообразования кремнезема (опал, халцедон, кварц), диагенетического либо эпигенетического. О. приводит к возникновению в горных породах микростяжений, конкреций, линз, к метасоматическому замещению кремнеземом различных фрагментов и участков пород, к более или менее равномерному заполнению кремнеземом межзерновых пустот либо запечатыванию различных пустот выщелачивания и трещин. О, особенно эпигенетическое, ухудшает коллекторские свойства пород ОКСИАСФАЛЬТЫ — обогащенные кислородом асфальты О. трактовались некоторыми исследователями старой школы не как продукт окисления нефти, а как промежуточная стадия ее формирования из керогена.

ОКСИБИТУМЫ—1. Название классификационной группы природных битумов, частично или полностью потерявших растворимость в органических растворителях из-за интенсивного окисления (оксикериты, гуми- нокериты, альгариты). 2. Общее название окисленных разностей природных битумов (оксиасфальты, оксиантраксолиты и др.).

ОКСИКЕРИТЫ — класс окисленных асфальтовых битумов, характеризующихся неполной растворимостью в органических растворителях По физическим свойствам О представляют собой хрупкие, рыхлые, часто земли-

стые образования от черного до бурого цвета. Элементный состав (%): С 75—80, Н 6—7, 0 5-7-6. Разности с содержанием серы 10—15 % и более относятся к тиооксикеритам О. образуются в результате интенсивного химического окисления асфальтовых битумов в субаэральных условиях.

ОКСИСОРБОАЛЬГИНИТ— см. альгинит.

ОКСЙСОРБОМИКСТИНИТ — см. сорбомикстинит.

ОКСКИЙ НАДГОРИЗОНТ — распространен на Русской платформе. Представлен в Московской синеклизе известняками, которые замещаются терригенными отложениями; в Волго-Уральской области — известняками, доломитизированными известняками, доломитами. Мощи 50— 260 м. Фауна фораминифер, бра- хиопод, кораллов. Объединяет алексинский, михайловский и веневский горизонты. Возраст ранний карбон (визе). Является верхним (третьим снизу) надгоризонтом визейского яруса Русской платформы. Промышленно нефтегазоносен в Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской областях.

ОКТАНЫ — алканы CsHis. Существует 18 изомеров О, физические свойства которых меняются в широких пределах: пл. от 0,7028 до 0,6918; Гкип от 125,6 до 99,2 °C; Тил от —56,8 до —109,5 °C. Все О. обнаружены в нефти (их суммарное содержание в бензинах до 10 %). В наибольших концентрациях присутствуют н-0. (около 40 % на сумму О.) и метилгептаны, в минимальных концентрациях — сильно разветвленные изомеры. В нефтях с высоким содержанием алканов доля сильно разветвленных О. ниже, чем в нефтях с высоким содержанием цикланов. 2,2,4-Триметилпентан (изооктан) применяется в качестве эталона для определения октанового числа карбюраторных топлив.

ОЛЕНЕКСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ — расположено в нижнем течении р. Оленёк на севере Якутии; приурочено к Оле- нёкскому сводовому поднятию Сибирской платформы Месторождение многопластовое с залежами в терри- генно-карбонатных отложениях вен-

да — нижнего кембрия, карбонатных верхнего кембрия и терригенных перми Основные ресурсы битумов связаны с пермскими отложениями на сев. моноклинальном склоне Оленёк- ского свода. Пермские залежи представляют собой поэтажно и кулисообразно расположенные линзы битумоносных песчаников, ориентированные параллельно береговой линии седиментационного бассейна. Ширина линз (залежей) от первых км до 10—12 км, протяженность десятки км. Залежи выклиниваются как вверх по восстанию, так и вниз по падению слоев. Выявлено 5—6 залежей мощи, от 1—2 до 15—25 м Верхняя граница продуктивной зоны контролируется сменой преимущественно мелководных морских отложений прибрежно-континентальными с ухудшенной проницаемостью песчаных тел.

Площадь распространения пермских битумсодержащих пород 4800 км2 (120X40 км). Ср. битумо- насыщенность пород 2,93 вес. %, ср пористость 17,6 %. Пермские битумы относятся к мальтам (55 %) и асфальтам (45 %) и имеют следующий состав (%): масла 26,8—63,4; смолы 25,8—54,6; асфальтены 10,8— 45,1. В погруженных зонах битумоносные пласты, видимо, переходят в нефтегазоносные. Ресурсы битумов в пермских залежах 1,3 млрд, т (при бортовом содержании битумов 2 вес. %).

Залежь битумов в верхнекембрийских отложениях распространена на сев -зап. склоне Оленёкского свода и контролируется зоной кавернозных доломитов мощи до 60—70 м. Битумы распространены спорадически и концентрируются близ разрывов и карбонатных жил. По групповому составу битумы отоносятся к асфальтам (%): масла 33, смолы 21, асфальтены 43; они более окислены по сравнению с пермскими Ресурсы не оценены

В вендско-нижнекембрийских отложениях Оленёкского свода скопления асфальтов связаны с кровлен доломитов туркутской свиты (мощи 50 м) и с тремя горизонтами (нижний и верхний—песчаники, общ мощи до 15 м; средний — известия ки, мощи, до 12 м) алданского надъ

яруса. Тип и ресурсы залежей не установлены.

ОЛЕФИНИТЫ — см. классификация природных битумов.

ОЛИВИН — минерал, (Mg, Ре)2- •[SiOJ. Породообразующий минерал ультраосновных изверженных пород В осадочных породах аллотигенный, исключительно редкий акцессорий Неустойчивый (см. минералогия терригенная) , ОЛИГОКЛАЗ — см. плагиоклазы.

ОЛИГОМИКТОВЫЙ — см. песчаник о л игомиктово-кварцевый.

О Л И СТОЛ ИТЫ — см. олистостромы. ОЛИСТОСТРОМЫ — хаотические скопления неотсортированных обломков (олистолитов) горных пород объемом от нескольких см3 до 1000 м3, сцементированных тонкозернистой массой (пелитовой или псаммитоалевритовой) ; слагаются породами, почти одновозрастными с вмещающими их толщами. О. — результат оползней или переотложения осадочного материала подводными грязевыми потоками. Обычно О. разделяются нормальными слоистыми осадками, представляющими собой продукты мутьсвого потока, вызванного оползнем.

ОМЫ Л ЕН И Е — реакция разложения сложных эфиров органических кислот и спиртов под действием щелочей. О. — частный случай гидролиза. Продуктами О. являются мыла (соли органических кислот) и свободные спирты. Реакция О. используется для определения содержания кислых компонентов (свободных и связанных органических кислот) в твердых битумах и тяжелых продуктах переработки нефти. Условная величина, характеризующая содержание этих компонентов, численно равная количеству миллиграммов едкого кали (КОН), идущего на омыление 1 г исследуемого продукта, называется числом омыления

ОНКОЛИТЫ — округлые стяжения, обычно известковистые, имеющие концентрическую структуру и обязанные своим происхождением жизнедеятельности бактерий или синезеленых водорослей. О. распространены в зоне волнений и течений. Их находки свидетельствуют о мелководности морского бассейна.

ОНТОГЕНЕЗ (индивидуальное развитие) — процесс развития отдельных организмов от яйцеклетки (или аналогичных образований) до смерти. ООЛИТЫ (оолиды)—округлые или эллипсоидальные концентрически- слоистые образования, иногда с элементами радиально-лучистого строения, размерами 0,1—2 мм (О. крупнее 2 мм называются пизолитами). В ядре обычно наблюдается центр роста (песчинка, обломок раковины и т. д.). Сложные О. состоят из двух-трех О., заключенных в общую оболочку. Наиболее распространены О. карбонатные, реже встречаются железистые, лептохлоритовые и др. О. образуются хемогенным путем во взвешенном состоянии в условиях подвижных мелких вод, преимущественно морских, иногда озерных и речных. Оолитовые карбонатные породы обычно хорошо отсортированы, имеют высокие пористость и проницаемость и часто являются коллекторами.

ОПАЛ — минерал, SiO2-^H2O, аморфный. Тв. 5—6. Пл. 1,9—2,5. Породообразующий минерал молодых кремнистых пород (диатомитов, трепелов, радиоляритов, опок и др.). С течением времени и (или) при увеличении глубины погружения О. переходит в кристаллическое состояние (халцедон или кварц).

ОПОКА — см. породы кремнистые. ОППЕЛЬ-ЗОНА (провинциальная зона) — в стратиграфии подразделение с изохронными границами, выделяемое по ортостратиграфической группе фауны и распространенное в пределах палеозоогеографической провинции или области. Последовательность оппель-зон какого-либо яруса, отдела или системы одной палеозоогеографической провинции вводится в качестве стандарта в общую стратиграфическую шкалу. По способам выделения О.-з. являются зонами совместного распространения или, реже, зонами распространения. ОПРОБОВАНИЕ ПЛАСТОВ — комплекс работ ria скважине по вскрытию горизонта, вызову притока, оценке характера насыщенности пласта (нефть, вода, газ, совместное насыщение), отбору контрольных проб и проб пластовой жидкости и газа, определению дебита, измерению

пластового давления и температуры и др. показателей, необходимых для расчета основных гидродинамических параметров пласта: коэффициентов продуктивности, проницаемости, пьезопроводности, водопроводимости и др. Процесс опробования пластов может быть условно разделен на три стадии: а) выбор объектов опробования и подготовка скважины к испытанию, б) испытание пласта; в) исследование пласта. При наличии нескольких объектов опробования все стадии повторяются, за исключением выбора объектов, но число объектов и их положение уточняются после опробования - предыдущих.

Выбор объектов опробования проводится по совокупности геологической, технической и геофизической информации не только по данной скважине, но и по всему изучаемому району (месторождению). Аналогично выполняется и подготовка скважины к опробованию (спуск обсадных колонн, цементирование затрубного пространства, оборудование устья скважины, испытание колонны и устьевой арматуры на герметичность, подбор комплекса оборудования для опробования).

Испытание пласта в нефтяной геологии проводится с целью установления характера его нефтегазоносности, получения основной геологопромысловой информации для подсчета запасов нефти и газа промышленных категорий и для составления проектов разработки. Испытания ведутся в скважинах всех категорий как в процессе их бурения, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны (см. конструкция скважину Работы по испытанию пластов в процессе бурения осуществляются по мере вскрытия перспективных интервалов разреза, т. е. «сверху вниз». Обязательным условием получения достоверных данных является максимально возможное сохранение природных фильтрационных свойств вскрываемых пород и обеспечение гидравлической связи между породами и скважиной. Достигается это регулированием физико-химических параметров промывочной жидкости, которые должны исключать возможность

как открытого фонтанирования скважины, так и поглощения буровой жидкости пластом.

В законченных бурением скважинах, после спуска обсадной колонны, для вскрытия пласта проводится перфорация колонны. Плотность перфорации (число отверстий) и тип перфоратора выбирают в зависимости от строения пласта, его коллекторских свойств, конструкции скважины, температуры и давления в интервале испытания. Процесс испытания в обсаженной скважине осуществляется «снизу вверх». Изоляция испытанных объектов от расположенных выше достигается установкой цементных мостов.

Исследование пласта является заключительным этапом его опробования. Операции по исследованию пластов в процессе бурения осуществляются с помощью комплекта испытательных инструментов на трубах или на каротажном кабеле. В некоторых случаях испытатель пластов применяется и в обсаженных скважинах. Исследование проводится, если получен существенный приток жидкости (более 1—3 м3/сут) или газа (более 1—3 тыс. м3/сут). При этом измеряются дебиты нефти, газа, конденсата или воды йри установившихся режимах фильтрации, соответствующие им забойное и устьевое давление и температура, ведутся наблюдения над восстановлением пластового давления и уточняется начальное пластовое давление, выявляются изменения состава жидкостей и газа при различных режимах работы скважины (в том числе при безводных режимах ее эксплуатации), определяется количество выносимой породы. По уточненным данным рассчитываются коэффициенты продуктивности, газовые (конденсатногазовые) факторы, давление насыщения, определяются коэффициенты пьезопроводности и водопроводимости. После завершения всех операций отбирают устьевые и глубинные пробы всех полученных жидкостей и газов. Число глубинных проб нефти, воды, газа и конденсата должно быть не менее трех.

Отобранные пробы подвергаются различным исследованиям. При этом в первую очередь определяются:

— для нефти: фракционный и групповой состав отдельных фракций, содержание силикагелевых смол, асфальтенов, масел, парафинов, серы, иногда редких металлов, содержание твердых частиц, вязкость и плотность (в пластовых и стандартных условиях), температура начала кипения, изменение объема и вязкости при различных давлениях в пластовых и поверхностных условиях, коэффициент упругости, а по глубинным пробам—давление насыщения нефти газом, газовый фактор, коэффициент усадки;

— для газа (растворенного и свободного): содержание (об. %) метана, этана, пропана, бутанов, пентанов, гексанов и более тяжелых УВ, а также аргона, гелия, водорода, сероводорода, углекислого газа, азота, плотность по воздуху, теплота сгорания;

— для конденсата: содержание его в пластовых условиях (г/м3 или см8/м3), давление начала конденсации при пластовой температуре и давление максимальной конденсации на устье, фракционный и групповой состав, содержание парафина и серы, температура начала кипения, цвет, плотность и вязкость при 20 °C, выход конденсата (конденсатный фактор, г/м8), отсепарированногопри различных давлениях;

— для воды: полный химический состав, включая определение ценных попутных компонентов (иод, бром, бор, литий и др), а также плотность, цвет, содержание твердых частиц, количество и состав растворенного в воде газа, содержание и состав ОВ, электрическое сопротивление.

ОПУСКАНИЕ ПЕРИКРАТОННОЕ— опущенный край платформы, примыкающий к геосинклинали О п представляет собой региональный склон платформы, в пределах которого проявляется тектонический режим, •переходный от платформенного к геосинклинальному. Для этого режима свойственны скорости осадконакопления и мощности осадков более высокие, чем на платформах, но меньшие, чем в геосинклиналях, а также специфические особенности формационного состава разреза О. п возникает в раннюю стадию разви-

тия геосинклинали В последующие эпохи О. п. может быть преобразовано в 'перикратонный прогиб или поглощено краевым прогибом.

ОРГАНОГЕННЫЙ — произошедший из остатков животных или растительных организмов.

ОРДОВИКСКАЯ СИСТЕМА (ордовик) — вторая снизу система палеозоя. Залегает на кембрии, перекрывается силуром. Биостратиграфиче- ское расчленение и широкое сопоставление разрезов ордовика основаны в первую очередь на граптолитах, а также на брахиоподах, остра- кодах, трилобитах, кораллах. Общепринятое подразделение ордовикской системы еще не достигнуто. Наиболее разработанными являются стратиграфические схемы Сев. Европы, Вост. Сибири и Сев. Америки (табл. 0.1).

Обычно ордовикскую систему подразделяют на 3 отдела и ряд ярусов, однако широкие корреляции проводят, как правило, путем прослеживания граптолитовых зон. Ордовикские отложения содержат залежи нефти и газа в Сев. Америке, Сев. Африке и др. районах. Суммарные запасы составляют около 0,5 % нефти и около 1,0 % газа мировых ресурсов (см. ресурсы прогнозные). ОРДОВИКСКИЙ ПЕРИОД — второй от начала палеозойской эры геологический период продолжительностью 55—75 млн лет (обычно 60 млн лет). Первая половина периода характеризуется обширными трансгрессиями моря. В позднем ордовике в связи с мощным проявлением каледонской складчатости площадь моря несколько сократилась. Для платформенных эпиконтинентальных бассейнов ордовика характерно карбонатное осадконакопление, в геосипклинальных бассейнах преобладало терригенное осадконакопление, в том числе формирование граптолитовых сланцев Вулканическая деятельность была интенсивной в Грампианской, Аппалачской, Тянь- Шаньской, Казахстанской геосинкли- нальных областях

Органический мир ордовика представлен главным образом беспозвоночными — брахиоподами, кишечнополостными, членистоногими, иглокожими, моллюсками, граптолитами.

АнглияСеверо-Запад СССРВост СибирьСев АмерикаСерииОтделыЯрусы, подъярусыОтделыЯрусыОтделыЯрусыАиле алл&Атеиллский*3 1РичмондКарадок1 IВерхнийДолборскийМзйсбилл Идэн1СреднийрIМангазейскийКриволуцкий•4ТрентонНижнийБлэк- РиберЛландейлоЛландейлскиаЧэзиЛланвирнЛланвирнс чайАре нагАренигскийЧуньскийУстькутскийh5БикмэнтаунТремадокТремадокскайГасконзйдАнглияСеверо-Запад СССРВост СибирьСев АмерикаСерииОтделыЯрусы, подъярусыОтделыЯрусыОтделыЯрусыАиле алл&Атеиллский*3 1РичмондКарадок1 IВерхнийДолборскийМзйсбилл Идэн1СреднийрIМангазейскийКриволуцкий•4ТрентонНижнийБлэк- РиберЛландейлоЛландейлскиаЧэзиЛланвирнЛланвирнс чайАре нагАренигскийЧуньскийУстькутскийh5БикмэнтаунТремадокТремадокскайГасконзйдПодразделения ордовикаПодразделения ордовикаТАБЛИЦА О IТАБЛИЦА О IВ ордовике появляются мшанки и первые позвоночные — бесчелюстные Ассоциации донных организмов отдельных крупных бассейнов существенно различались по своему систематическому составу, что при ограниченном распространении грап- толитовых фаций создает существенные трудности для широких био- стратиграфических сопоставлений ОРДОССКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — расположена в центральной части Китая, в пределах большой петли, образуемой р. Хуанхэ. Начало освоения относится к 1907 г. Провинция связана с одноименной синеклизой Китайской платформы. Изоляция структуры хорошая. На западе ее ограничивает Алашаньский массив, на юге — Цинь- линская складчатая система, на востоке Шаньсийская антеклиза, на севере Внутримонгольский антиклинорий Размеры 400 X 650 км, площадь 250 тыс. км2. Общ объем осадков 700 тыс. км3, большую его часть составляют мезозойские образования (51 %); 26 % представлены палеозойскими образованиями и 23 % кайнозойскими. Простирание длинной оси СВ 10°.

Англия

Северо-Запад СССР

Вост Сибирь

Сев Америка

Серии

Отделы

Ярусы, подъярусы

Отделы

Ярусы

Отделы

Ярусы

Аиле алл

&

Атеиллский

*3 1

Ричмонд

Карадок

1 I

Верхний

Долборский

Мзйсбилл Идэн

1

Средний

р

I

Мангазейский

Криволуцкий

•4

Трентон

Нижний

Блэк- Рибер

Лландейло

Лландейлскиа

Чэзи

Лланвирн

Лланвирнс чай

Аре наг

Аренигский

Чуньский

Устькутский

h5

Бикмэнтаун

Тремадок

Тремадокскай

Гасконзйд

Англия

Северо-Запад СССР

Вост Сибирь

Сев Америка

Серии

Отделы

Ярусы, подъярусы

Отделы

Ярусы

Отделы

Ярусы

Аиле алл

&

Атеиллский

*3 1

Ричмонд

Карадок

1 I

Верхний

Долборский

Мзйсбилл Идэн

1

Средний

р

I

Мангазейский

Криволуцкий

•4

Трентон

Нижний

Блэк- Рибер

Лландейло

Лландейлскиа

Чэзи

Лланвирн

Лланвирнс чай

Аре наг

Аренигский

Чуньский

Устькутский

h5

Бикмэнтаун

Тремадок

Тремадокскай

Гасконзйд

Подразделения ордовика

Подразделения ордовика

ТАБЛИЦА О I

ТАБЛИЦА О I

Фундамент образован архейскими породами комплекса Саногань и

среднепротерозойскими комплекса Хуто. Первые представлены гнейсами и кристаллическими сланцами гранулитовой фации метаморфизма, вторые — кварцитами, аспидными сланцами, известняками и доломитами. Фундамент погружен на глубины до 7,5 км. Макс. мощи, палеозоя 4,5, мезозоя 7, кайнозоя 3 км. Наиболее существенное несогласие наблюдается на границе нижнего и среднего палеозоя (выпадает большая часть отложений силура и девона). Отмечаются также несогласия на границе юры и мела, мезозоя и кайнозоя Доля морских отложений (нижняя часть разреза) менее 30 %; карбонатных отложений в разрезе не более 10 %. *

Ордосская синеклиза имеет овальную форму, в рельефе выражена плато высотой 800—1300 м. Характеризуется асимметричным строением с более крутым зап. бортом. Ср. углы регионального наклона на зап. борту 100, на восточном 20 м/км. Борта осложнены разломами. В пределах синеклизы выделяется ряд узких грабенов (Батоу, Фэнвей и др), заполненных верхнекайнозойскими осадками. Общ. интенсивность 0,03 м/км2. Отложения чехла осложняются слабо выраженными плат-

форменными поднятиями куполовидного и брахиформного типа и структурными носами, сформированными в меловое (яньшанское) и позднекайнозойское (гималайское) время. Локальные структуры часто осложняются разрывными нарушениями. Углы падения пород на крыльях от 0,5—1 до 3—5°.

Продуктивными комплексами являются: 1) Яньчан (верхний триас), сложенный песчаниками, глинами, горючими сланцами, углями; 2) Яньань (нижняя юра), представленный песчаниками, глинами, известняками, горючими сланцами; 3) Баоань (верхний мел), сложенный песчаниками, глинами, мергелями и конгломератами. В отложениях пермского и каменноугольного возраста установлены нефтегазопроявления. Выдержанные региональные покрышки не выявлены. Месторождения тяготеют преимущественно к вост, борту синеклизы, но встречаются и на западном. Залежи связаны в основном с локальными структурами и структурными носами, где наряду с пластовыми сводовыми встречаются также литологически и тектонически экранированные залежи. Открыто 6 нефтяных и 1 газовое месторождение (Сыланмяю), которое тяготеет к юж. центриклинали. Общ. запасы незначительны, месторождения мелкие, сосредоточены в основном на глубинах до 1 км

ОРЕНБУРГСКОЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ —находится к югу от г. Оренбург; открыто в 1967 г. Приурочено к вало- образному поднятию в сев. части Соль-Илецкого выступа фундамента, расположенного в зоне сочленения Прикаспийской впадины и Пред- уральского краевого прогиба. Подсолевые отложения залегают здесь на 1,5—2 км выше, чем в Бузулукской впадине и Предуральском про- гцбе; характерно общее погружение на юг. В подсолевых нижнепермских отложениях сейсморазведкой выявлен Оренбургский вал, осложненный солянокупольными поднятиями в надсолевых отложениях Вал широтного простирания 100 X (18 4- 22) км с амплитудой по крутому сев. крылу около 700 м; юж. крыло образует более пологую моноклиналь.

Разрез сложен толщей ордовика (>700 м), девона (выпадает из разреза в своде поднятия), карбона и нижней перми. Ордовик представлен темно-серыми и зеленовато-серыми аргиллитами, алевролитами и песчаниками. На сев. крыле вала вскрыты светло-серые песчано-алевритовые породы фамена. Выше залегают доломитизированные известняки турне мощи. 143—261 м; в вышележащих отложениях карбона и подсолевой перми преобладают чистые органогенные известняки — водорослевые, фораминиферовые, детритовые, коралловые и др. с редкими прослоями глинистых известняков, мергелей и глин. Суммарная мощи, карбонатных пород 1125—1275 м. Широко развиты кавернозность и трещиноватость; характер коллекторов неоднородный. Структурные планы в отложениях палеозоя в общем совпадают; амплитуда поднятия книзу возрастает. Строение надсолевого комплекса более сложное; кровля соли фиксируется на отметках от 0 до 100 м в сводах куполов и до 500—700 м в межкупольных прогибах; размеры куполов небольшие (диаметр 3—5 км), всего здесь выявлено 17 солянокупольных поднятий; мощн. соли в штоках до 1400 м

Газовые (газоконденсатные) залежи приурочены к среднекаменно- угольно-артинским отложениям (к башкирско-верейским) и к нижней перми (к нижне- и верхнефилипповскому горизонтам). Основная залежь находится в башкирско-верейских отложениях на глубине 1300— 1800 м; этаж газоносности 530 м; нач. пластовое давление 21 МПа; газонасыщенные известняки занимают 15—40 % общ. мощности известняков; ГНК на — 1750 м; дебит от 0,2 до 1 млн м3/сут. Состав газа (%): СН4 83,6; С2Н6 4,8; С3Н8 1,6; N2 4,6; H2S 4,57; СО2 0,83. Более глубокая башкирско-верейская залежь открыта в 1972 г.; дебит до 500 тыс. м8/сут, пластовое давление на глубине 2265 м равно 24,8 МПа, температура 39 °C, состав газа аналогичный.

ОРЕОЛ РАССЕЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ — зона вокруг месторождения, в пределах которой породы и содержащиеся в них воды (а в некоторых случаях атмосферный

воздух над месторождением) обогащены жидкими и в основном газообразными УВ, мигрирующими из залежей, или соединениями, получающимися в результате физико-химического и биохимического взаимодействия УВ с вмещающей средой. Формируются на стадиях как образования, так и разрушения месторождений. По форме, которая обусловливается характером проницаемости вмещающих пород, зоны О. р. разделяются на объемные, площадные и линейные. По характеру процессов, создающих О. р., различают ореолы диффузионные, фильтрационные, инфильтрационные и различные переходные.

Диффузионные О. р. создаются преимущественно газовыми компонентами, обладающими наибольшей, по сравнению с жидкими УВ, диффузионной способностью. Такие О. р. имеют объемную, часто изометрич- ную форму, но вследствие различия диффузионной проницаемости пород и ее анизотропии размеры ореолов по площади (при ширине несколько км) значительно больше размеров по вертикали. В пределах диффузионных О. р. содержание компонентов во вмещающей среде по мере удаления от залежи снижается, а в составе мигрирующей смеси растет содержание наиболее диффузионнопроникающих, химически устойчивых и наименее сорбируемых компонентов Наиболее далеко мигрирует метан, в меньшей степени этан и более тяжелые УВ. Дальность диффузии жидких УВ (бензол, толуол) не превышает первых сотен метров. Диффузионные О р могут быть осложнены миграцией газа из нижележащих отложений, вследствие чего их форма искажается.

Фильтрационные О. р образуются при преимущественно вертикальной фильтрации нефти и газа из залежей по зонам дизъюнктивных нарушений и повышенной трещиноватости пород и имеют локальную линейную форму. Состав мигрирующей смеси при этом изменяется меньше, а ее содержание во вмещающей среде определяется • фильтрационно-емкостными свойствами среды Вследствие неоднородности путей фильтрации и влияния сопутствующих диффузионных

процессов фильтрационные Ор по существу являются фильтрационнодисперсионными

Инфильтрационные О. р. возникают из диффузионных ореолов при движении окружающих залежь вод как в продуктивной части разреза, так и выше ее. Движение вод деформирует диффузионные О р., смещает их, образуя вытянутые по направлению фильтрации шлейфы, а при высокой скорости и полностью их уничтожает. При меньшей скорости фильтрации для инфильтрационных О. р характерны лобовые и тыловые зоны (см. эффект лобовой и тыловой^, ширина которых в направлении движения вод и против него резко различна

Для месторождений природных битумов и для залежей, запечатанных при выходе пород на земную поверхность асфальтовыми пробками, определенное поисковое значение могут иметь механические О. р. битумонос- пых пород, представленные обломками, галькой и гравием.

О. р. являются непосредственным объектом изучения при прямых геохимических методах поисков нефтяных и газовых месторождений (газовая, битумная, микробиологическая, радиометрическая съемки). Площадь О. р. больше площади месторождений, а в вертикальном направлении ореолы (особенно фильтрационные) часто распространяются до земной поверхности.

ОРИНОКО НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — расположена в Be несуэле (штаты Гуарико, Ансоатеги, Монагас, территория Дельта-Амаку- ро) и на о. Тринидад, захватывает акваторию зал Пария и прилегающей части Атлантического окёана Промышленная нефтегазоносность установлена в 1908 г. НГП связана с Предантильским передовым прогибом и склоном Гвианского щита докембрийской Бразильской платформы. На юго-западе поперечным выступом Эль-Бауль провинция отделена от НГО Баринас-Апуре, на севере примыкает к НГБ шельфа Маргариты. НГП вытянута в широтном направлении, .ее длина 950 км, ширина 250 км, площадь 182,6 тыс. км2, объем осадков 730,4 тыс км3.

Домеловой фундамент (докембрий, юра — триас?) наиболее погружен на сев. борту (до 10 км и более); на юж. борту на кристаллических породах непосредственно залегают отложения палеогена. Осадочное выполнение представлено толщей отложений от нижнего мела до современных— это терригенно-карбонатные нижнемеловые; карбонатно-терриген- ные верхнемеловые — палеоценовые; песчано-глинистые эоцен-олигоцено- вые; терригенные преимущественно песчаные с гравелитами и конгломератами неоген-антропогеновые породы. Мощн. меловых отложений 200— 800 м на юж. борту, до 6 км в центральной части НГП, до 3,5 км на сев. борту; макс. мощн. кайнозойских отложений достигает 10 км и более.

Выделяются две НГО, связанные с юж. и сев. бортами: на южном регионально нефтегазоносны отложения олигоцена — миоцена, особенно формация Офисина^ а также меловые; на северном залежи нефти связаны с олигоценом, миоценом и плиоценом. Нефтегазоносный комплекс Офисина, залегающий на глубинах 600—4100 м, имеет мощн. 600— 1500 м и содержит 70—100 продуктивных горизонтов. Месторождения в пределах платформенного борта связаны с антиклиналями, нарушенными разрывами и зонами разрывов на гомоклинали, а на складчатом борту — с антиклиналями, которые часто нарушены разрывами, иногда осложнены диапирами и грязевыми вулканами, а также с антиклиналями в зоне регионального выклинивания и с зонами выклинивания, с бортовыми частями синклиналей. Залежи пластовые сводовые, тектонически и литологически ограниченные, стратиграфические и литологические; глубины залегания от 86 до 4500 м.

Вдоль юж. границы НГП протягивается знаменитый битуминозный пояс Ориноко, связанный с континентальными палеоген-неогеновыми и меловыми песчаниками, где встречаются залежи, запечатанные с поверхности асфальтом. Запасы природных битумов здесь 100 млрд. т. Общ нач. извл. ресурсы НГП: нефть — 4,5 млрд, т (32,5 % на море), кон

денсат 695 млн. т (39,2 %), газ 2,1 трлн, м3 (37,8 %)• К 1978 г. в венесуэльской части бассейна открыто более 170 нефтяных и 5 газовых месторождений, в тринидадской соответственно более 40 и 5. Дальнейшие перспективы связываются с шельфовыми зонами НГП, с неизученными территориями Дельта-Ама- куро и районами распространения тяжелых нефтей. В 1982 г. в НГП завершена разведка на площади Суата, где геол, запасы оценены в 2,7 млрд, м3 нефти (почти 170 скважин на площади 14,5 тыс. км2). По умеренной оценке обнаруженные к 1983 г. запасы газа в зал. Пария составляют 1,8 трлн. м3.

ОРОГЕН — крупное горноскладчатое сооружение, являющееся единицей складчатого или эпиплатформенного орогенного пояса, соответствующее по масштабу системе или области. По условиям образования различают О. эпигеосинклинальные (или просто О.) и эпиплатформенные. Эпигеосинклинальные образуются после завершения развития геосинклинали, эпиплатформенные— в результате активизации платформы. По форме поперечного профиля выделяют двухсторонний (симметричный) О., обладающий двухсторонней вергентно- стью, и односторонний (асимметричный) О. с одной общей вергентно- стью. Термин О. не используется в современных тектонических классификациях.

ОРОГЕНЕЗ — тектонические движения, в результате которых образуются горноскладчатые сооружения. Из-за практикуемого использования термина О. в качестве синонима понятий орогенические движения, горообразование и складкообразование этот термин стал неопределенным, поэтому применение его нежелательно.

ОРТИТ —минерал изверженных пород, силикат сложного состава Тв. 6. Пл. 3,2—4,0. В осадочных породах аллотигенный акцессорий. Умеренно устойчивый (см. минералогия терригенная).

ОРТОКЛАЗ — см. шпаты полевые калиевые.

ОРТОФАУНЫ (архистратиграфиче- ские фауны, группы) — группы древних организмов, по которым

создаются общая шкала какой-либо системы, а также основные региональные биостратиграфические шкалы. Использование О. позволяет, таким образом, непосредственно увязывать региональные и местные стратоны с общей шкалой и тем самым определять возраст этих стратонов. К О. относятся группы, широко распространенные, быстро эволюционирующие, относительно независимые от фаций. Как правило, такие группы принадлежат к нектонным и планктонным организмам. Примерами О. являются: трилобиты для кембрия, граптолиты для ордовика и силура, гониатиты для девона, гониатиты и фузулиниды для карбона и перми, цератиты для триаса, аммониты для юры и мела, планктонные форамини- феры и известковистый нанопланктон для палеогена и неогена. Число О. не является постоянным. По мере изучения древних организмов и выяснения их стратиграфических диапазонов и ареалов к О. могут добавляться новые группы (например, конодонты для девона и карбона, кальпионеллы для пограничных слоев юры и мела).

ОРТОФИРЫ — см. породы изверженные.

ОРТОШЕЛЬФ — подводное продолжение геоструктур платформенного типа. Обладает значительной шириной (до 1300 км), материковым типом земной коры, тектоническим режимом и строением платформенного типа, равнинностью рельефа.

ОСАДКИ — продукты разрушения различных горных пород, жизнедеятельности организмов и растений, отложившиеся в водной (субакваль- ные О.) или воздушной (субаэральные О.) среде механическим или химическим путем и еще не превращенные последующими процессами в осадочные породы (т. е. не прошедшие стадию диагенеза). Отложения, нс испытавшие существенной литификации (например, пески), по находящиеся в составе древних толщ, должны рассматриваться как горные породы и их нельзя называть осадками. Термин О. применительно к древним осадочным толщам может быть использован только в связи с палеогеографическими условиями, например, О. юрского моря.

ОСМОС — процесс перемещения мо лекул растворителя через полупрони цаемую (т. е. непроницаемую для молекул растворенного вещества) перегородку под влиянием разности концентраций растворенного веще ства по обе стороны от перегородки Предполагается, что некоторые гли нистые породы, имеющие субкапил лярные поры, могут выполнять роль полупроницаемы^ перегородок и создавать предпосылки для процесса О. пластовой воды. В отсутствие полупроницаемых перегородок имее! место процесс диффузии вещества, растворенного в пластовой воде.

ОСТРАКОН ИТ — глубоководный из вестняк, состоящий из скоплений пап цирей радиолярий и фораминифер ОСЬ СКЛАДКИ — см. складка.

ОТДЕЛ — подразделение общей стр а тиграфической шкалы, являющееся частью системы и объединяющее от ложения нескольких ярусов, реже соответствующее одному ярусу (например, верхний ордовик включает только ашгиллский ярус). О. не имею! стратотипов, однако для большего однообразия в определении их объемов желательно установление стратотипов нижней и верхней границ. Название О. образуется из слов «нижний», «средний», «верхний» и названия со ответствующей системы например, верхний кембрий, нижний девон, средняя юра и т. п. Собственные названия отделов (например, цехштейн) не рекомендуются

ОТДЕЛ (в биологии)— высшая таксо комическая единица в систематике растений Объединяет классы, близкие по происхождению и общему плану строения. Всего в системе растений выделяется 20—22 отдела. О.гмогут подразделяться на подотделы *В систематике животных отделу соответствует тип

ОТДЕЛЬНОСТЬ—текстура, свойство горных пород делиться на фрагменты различных размеров и форм. О обеспечивается наличием в породах парных параллельных поверхностей раздела, сомкнутых или разделенных пустотным пространством. Фактором, вызывающим О, являются разнообразные по генезису и ориентировке напряжения в горной породе Возникновение этих напряжений определяется: весом вышележащих пород;

изменением объема геологического пространства в процессе формирования складчатой структуры, при внедрении интрузивных тел, при динамометаморфизме и региональном метаморфизме, в процессе литификации осадочных пород или при кристаллизации изверженных пород и т. д. По ориентировке напряжения делятся на сжимающие и растягивающие. Сжимающие вызывают возникновение сомкнутых парных поверхностей, наличие которых выявляется только при снятии напряжений, например при подъеме на меньшую глубину или на земную поверхность; растягивающие приводят к появлению разомкнутых парных поверхностей

По форме фрагментов, на которые делится порода, различают пластинчатую, призматическую, глыбовую, подушечную, шаровую и другие О. В зависимости от генезиса парных поверхностей раздела выделяют следующие основные виды О.: кливаж, сланцеватость, трещиноватость и кристаллизационную отдельность. В осадочных породах О. начинает формироваться после завершения процесса осадконакопления уже на стадии диагенеза. Изучение О. имеет большое значение, в частности, для выявления природы и характера изменений проницаемости пород-коллекторов УВ.

ОТКАЧКА ОПЫТНАЯ — откачка воды из скважины или .др. горной выработки, проводимая для определения коэффициента фильтрации водоносных пород, установления зависимости дебита от понижения уровня воды, наблюдения развития воронки депрессии во времени. Откачка проводится при наличии куста скважин, расположенных по лучам. При этом центральная скважина является опытной, а остальные —наблюдательными. Если откачка продолжается непрерывно в течение 1 мес и более, она называется длительной, ее цель — определить эксплуатационную производительность водопункта. Длительность откачки принято считать достаточной, если воронка депрессии приобретает устойчивый характер.

ОТЛОЖЕНИЯ — термин широкого пользования, применяемый для обозначения естественных ассоциаций осадков или осадочных горных пород, объединяемых по следующим при

знакам: а) по возрасту (О. нижнего мела; девонские О.); б) по содержащимся в них полезным ископаемым или характерным примесям (нефтеносные, янтареносные, продуктивные); в) по способам образования исходного материала (хемогенные, терригенные, пирокластические); г) по обстановкам накопления (морские, континентальные и переходные); д) по характерным внешним признакам, таким как цвет (см. окраска осадочных пород) или крупные включения (костеносные; О. с конкрециями, валунами). Термин лучше применять к древним осадочным образованиям, а для современных лучше использовать термин осадки

ОТЛОЖЕНИЯ АБИССАЛЬНЫЕ (пелагические) — глубоководные отложения, широко распространенные в современную эпоху на земном шаре: занимают 56 % всей его поверхности и 75 % океанического дна. Образуются в удаленных от суши областях океанов на глубинах более 2—3 км со скоростью от нескольких мм до .нескольких см за 1000 лет. Характерными чертами О. а. являются .высокая степень окисленности, содержание только наиболее тонкого терригенного материала, чрезвычайная бедность .органическим веществом, отсутствие донной фауны. В состав О. а. входят скелеты планктонных микроорганизмов (диатомей, радиолярий, форами- нифер и др.), тонкозернистый терригенный и вулканогенный материал, органогенные новообразования (железо-марганцевые конкреции, цеолиты). Наиболее распространенными разностями О. а. являются красные глубоководные глины, фораминиферовые и кремнистые илы; в окраинных частях океанов встречаются отложения муть- евых потоков В ископаемом состоянии О а почти неизвестны, случаи их нахождения спорны. Вопрос о наличии или отсутствии О. а. среди древних отложений тесно связан с проблемой существования палеоокеанов в докембрии и палеозое.

ОТЛОЖЕНИЯ АЛЛЮВИАЛЬНЫЕ (речные) — континентальные отложения, образующиеся вследствие выпадения терригенных частиц из постоянных речных потоков. О а. состоят преимущественно из обломочного материала размерностью от валунов до

ила, с преобладанием песчано-алеври- товых и гравийных частиц. Для них характерны плохие сортировка и окатанность зерен; эти параметры улучшаются при движении вниз по течению. Вещественный состав О. а. зависит от характера пород, залегающих па водосборах. Среди крупных зерен преобладают обломки пород; зерна песчано-алевритовой размерности представлены в основном кварцем и полевыми шпатами; состав ак- цессориев О. а. соответствует их составу в породах областей сноса. Для О. а. характерна однонаправленная косая слоистость с наклоном вниз по течению.

Среди О. а. выделяется три основные разновидности, залегающие на подстилающих породах с размывом: русловые, пойменные и старичные. В разрезах внизу обычно залегает русловой комплекс, сложенный крупнозернистым и алевритовым материалом; выше — алеврито-глинистые отложения поймы, которые могут включать в себя слои сапропеля и торфяника (а в древних толщах — угольные пласты). Большое влияние на характер О. а. оказывает рельеф, в зазисимости от которого различают отложения равнинных и горных рек. О. а. равнинных рек характеризуются наиболее полным развитием как русловых, пойменных, так и старичных разновидностей; О. а. горных рек — преобладанием русловых разновидностей и преимущественно грубообломочным составом.

О. а. распространены в разрезах древних континентальных толщ начиная с докембрия. С русловыми бывают связаны промышленные, скопления нефти и газа (в майкопских отложениях Сев. Кавказа; в среднедевонских Тимано-Печорской провинции). В США неантиклинальные залежи, приуроченные к палеоруслам, выявлены в бассейнах Денвер (нижнемеловые песчаники свиты Дакота), Мексиканского залива (верхнемеловые песчаники свиты Бакгорн), Западном Внутреннем (среднепенсиль- ванские песчаники).

ОТЛОЖЕНИЯ БАЗАЛЬНЫЕ —отложения, залегающие в основании какого-либо мощного осадочного комплекса и фиксирующие начало нового этапа осадконакопления. О. б. зале-

гают на поверхности крупного несогласия, возникшего после перерыва в осадконакоплении, связанного с перестройкой структурных планов обширных седиментационных бассейнов. О. б. отражают процесс становления нового седиментационного бассейна, поэтому они, как правило, представлены двучленными осадочными разрезами. Нижние части этих разрезов фиксируют эпоху резкой дифференциации нового осадочного бассейна, эпоху отсутствия равновесия между топографией бассейна (сформированной в течение перерыва в осадконакоплении) и процессами седиментации в нем. Нижние части разрезов О б представлены, как правило, обломочными, чаще всего терригенными, резко изменчивыми толщами небольшой (первые десятки метров, редко сотни метров) и переменной мощности. Характерной чертой этих толщ является тесная зависимость их вещественного состава от состава образований, выходящих на поверхность несогласия.

Верхние части разрезов О. б. фиксируют эпоху полной интеграции седиментационного бассейна, эпоху почти полного равновесия между топографией бассейна и осадконакоплением в нем. Эти части разрезов представлены обычно карбонатными игли- нисто-карбонатными породами, выдержанными по составу и мощности (не превышает первых сотен метров). Нижние части разрезов О. б. часто не сохраняются, и тогда на поверхность несогласия ложатся их верхние — существенно карбонатные — части, тем самым подчеркивая несогласие резкой сменой пород в разрезе. Не следует называть О. б. те отложения, которые начинают разрез выше поверхности диастемы, поскольку она не фиксирует изменение структурного плана бассейна седиментации.

Характер нефтегазоносности О. б. определяется, с одной стороны, резкой дифференциацией состава и мощностей нижних частей разреза по площади, с другой — весьма низкой степенью дифференциации верхних частей разреза. В контроле нефтегазоносности О.б , как правило, превалируют литологические факторы.

ОТЛОЖЕНИЯ БАТИАЛЬНЫЕ (ге- мипелагические, глубоководноморские) — образуются в пределах кон-

тинентального склона, расположенного между шельфом и абиссалью на глубинах от 200—400 м до 3—4 км. Поскольку эта зона находится ниже действия волн, на распределение осадков оказывают влияние главным образом приповерхностные и донные течения, особенно мутьевые потоки, возникающие в подводных каньонах па материковом склоне. О. б. характеризуются гораздо более тонкозернистым составом, чем шельфовые. Согласно некоторым данным, глины составляют в них 60%, пески 25%, грубые осадки 10 %х раковинный материал 5 % •

Характерными осадками батиальной области являются синие и темные илы, окраска которых обусловлена присутствием РОВ и мелких зернышек пирита. Иногда в батиальной области образуются глубоководные конусы выноса, сложенные песками, для которых характерны градационная слоистость и присутствие как мелководной, так и глубоководной фауны. Современные О. б. покрывают около 8 % поверхности Земли. Они широко развиты в геологических разрезах. К О. б. относятся до мани киты, писчий мел, нередко являющиеся нефтегазоносными. ОТЛОЖЕНИЯ ДЕЛЬТОВЫЕ — образуются в пределах дельт; представлены исключительно кластическими осадками, иногда обогащенными растительными остатками. Осадки надводной части дельты сложены суглинистым и глинистым материалом, а осадки речных протоков — хорошо отсортированными алевритами, мелкозернистыми, а иногда и крупнозернистыми песками с тонкой горизонтальной слоистостью. Авандельту слагают приносимые протоками алевриты и мелкозернистые пески с остатками пресноводных и морских моллюсков. В глубоководной части дельт откладываются глинистые осадки, иногда с морской фауной. Для ископаемых О. д. характерны эрозионные врезы, образующие разветвляющиеся системы типа «птичьей лапы». Мощность ископаемых О. д. варьирует от первых десятков до сотен и даже тысяч метров (при условии сохранения дельты в течение длительного геологического времени).

С О. д. связаны весьма многочисленные залежи нефти и газа. Лито

логические залежи, - приуроченные к палеодельтам, выявлены в бассейнах Зап.-Канадском (нижнемеловые песчаники свиты Мэнвилл), Денвер (среднеюрские песчаники свиты Мад- ди), Уинта-Пайсенс (эоценовые песчаники серии Грин-Ривер), Мексиканского залива (верхнемеловые песчаники свиты Нижняя Тускалуза), Ре- конвако (нижнемеловые песчаники) и др.

ОТЛОЖЕНИЯ КОНТИНЕНТАЛЬНЫЕ— отложения, образующиеся в пределах сушц в субаэральных или субаквальных условиях. О. к. различны по составу и быстро сменяются как по латерали, так и в разрезе. Часть накопившихся О. к. подвергаются размыву, поэтому в ископаемом состоянии они встречаются реже, чем морские. О. к. представлены главным образом обломочными и глинистыми породами; биогенные и хемогенные разности присутствуют только в виде маломощных слоев. Характерной особенностью О. к. являётся частое присутствие в них растительных остатков: углистых частиц, листьев, пыльцы, спор и т. д. По условиям образования О. к. делятся на: 1) элювиальные (элювий), 2) делювиальные (делювий), 3) пролювиальные (пролювий), 4) аллювиальные (речные), 5) озерные, 6) болотные, 7) карстовые, 8) ледниковые, 9) эоловые.

В О. к. преобладает гумусовое РОВ, и соответственно газогенерация в них обычно преобладает над нефтегенера- цией. Протяженные глинистые тела, способные играть роль региональных и субрегиональных покрышек, для О. к. не типичны, и поэтому большие концентрации нефти и газа свойственны только тем О. к., которые экранированы морскими глинистыми толщами (Зап.-Сибирская мегапровинция) или соленосными отложениями (Центрально-Европейская мегапровинция). ОТЛОЖЕНИЯ ЛАГУННЫЕ — отложения переходного типа, образующиеся в лагунах — водоемах, тянущихся вдоль морских Побережий и отделенных от открытого моря песчаными • барами или барьерами. О. л. представлены главным образом пелитовым материалом, но их состав в значительной степени зависит от количества приносимого терригенного материала и от климатических условий.

Более крупнозернистый кластический материал приурочен обычно к устьям рек и к участкам, примыкающим к песчаным барьерам и проливам, соединяющим лагуны с морем. В зонах аридного климата вместе с кластическими осадками образуются эвапориты, в зонах гумидного климата — карбонатные отложения. О. л. широко распространены в геологических разрезах, с ними часто бывают связаны месторождения каменного угля (Печорский, частично Донецкий и др. бассейны) и солей (Предкарпатье). ОТЛОЖЕНИЯ ЛЕДНИКОВЫЕ- группа континентальных отложений, связанных с деятельностью ледника. Выделяются несколько генетических типов О. л. 1) морены, 2) флювиогляциальные, 3) озерно-ледниковые, 4) солифлюкционные, 5) ледниковоморские. Морены откладываются в пределах самого ледника и представляют собой плохо сортированный материал, сложенный скоплениями разного размера валунов и глыб в песчано-глинистой основной массе. Если морена откладывалась движущимся льдом, на сглаженной поверхности валунов обнаруживается штриховка, по которой можно определить направление оползания ледника. Ископаемые моренные отложения называются тиллитами. Флювиогляциальные отложения откладываются талыми водами за пределами ледника на зандровых равнинах. Представлены они плохо сортированным материалом: вблизи от ледника — валунно-галечно-гравийным, дальше — преимущественно песчаным с линзами гравия и галечника, еще дальше — однородными песками. Для всех обычна грубая косая слоистость потокового типа.

Для озерно-ледниковых отложений характерными являются ленточные глины, образование которых обусловлено сезонными циклами. Солифлюкционные отложения связаны с оползанием оттаявших слоев по мерзлому основанию. Представлены они обычно алеврито-глинистым материалом.с более крупными включениями. Ледниково-морские отложения — это комплекс О. л., в который включаются морские морены, айсберговые отложения, морские ленточные глины (отличаются от озерно-ледниковых присутствием морской фауны). Общим для всех О.

л. является их плохая сортировка и присутствие нестойких разностей минералов, что объясняется слабым химическим выветриванием в условиях ледников.

ОТЛОЖЕНИЯ ЛИТОРАЛЬНЫЕ (прибрежно-морские) — образуются в приливно-отливной зоне — йа литорали. Характер осадков во многом зависит от рельефа примыкающей суши. При расчлененном рельефе берегов накапливаются валунно-галечные и галечные отложения. При равнинном рельефе возникают пляжевые осадки с преобладанием мелкозернистых хорошо сортированных песков с диагональной слоистостью и с высокими концентрациями тяжелых минералов, иногда образующими россыпные месторождения. На широких отмелях, подвергающихся слабому воздействию волн, накапливаются переслаивающиеся с алевритами илистые осадки, в которых остаются следы ползания животных, отпечатки капель дождя, трещины высыхания и т. д. В О. л встречаются разнообразные органические остатки, удлиненные формы которых обычно ориентированы параллельно береговым линиям бассейна В ископаемом состоянии О. л. распространены довольно широко и составляют в платформенных и краевых бассейнах до 7 % объема их осадочного выполнения. Для ископаемых О л характерны многочисленные зоны выклинивания пород-коллекторов и связанные с ними неантиклинальные залежи нефти и газа

ОТЛОЖЕНИЯ МОРСКИЕ — образуются в водоемах различной величины — от внутриконтинентальных озер, приближающихся по размерам к морям, до океанов По глубине образования О. м делятся на литоральные (прибрежно-морские), неритовые (мелководноморские), шельфовые, батиальные (гемипелагические, глубоководноморские) и абиссальные (отложения открытого океана, осадки пе- лагические)\ абиссальные в ископаемом состоянии встречаются редко В О. м накапливаются большие массы сапропелевого РОВ, и соответственно для них типичны нефтематеринские толщи, в том числе сильно обогащенные РОВ (доманикиты) Для О. м. характерны весьма протяженные глинистые и глинисто-карбонатные

тела, играющие роль региональных и субрегиональных покрышек.

ОТЛОЖЕНИЯ НЕРИТОВЫЕ — см. шельф.

ОТЛОЖЕНИЯ ОЗЕРНЫЕ — континентальные отложения, образующиеся в озерных водоемах. В озерах гумид- ных зон накапливаются в основном обломочные и глинистые отложения и продукты жизнедеятельности организмов; в озерах аридного климата наряду с ними отлагаются и хемогенные породы. Среди кластических отложений преобладают алевриты и глины, и только вблизи от берега накапливаются песок и гравий Хемогенные осадки в гумидных областях представлены известковыми илами, мергелями и известняками, в аридных областях — гипсом, ангидритом, содой, галитом и др эвапоритами К группе биогенных относятся осадки, состоящие из продуктов распада растительных остатков, скопления кремнистых панцирей диатомовых водорослей и т. д С О. о. бывают связаны месторождения углей и горючих сланцев, оолитовых железных руд и бокситов. В крупных озерных водоемах могут формироваться протяженные глинистые тела, становящиеся зональными покрышками залежей нефти и газа.

ОТЛОЖЕНИЯ ПЕЛАГИЧЕСКИЕ — см. отложения абиссальные ОТЛОЖЕНИЯ ПЕРЕХОДНЫЕ — образуются на границе суши и моря и несут на себе влияние как континентальных, так и морских условий. К О. п. относятся отложения дельт и лагун. Общ площадь современных О. п. составляет 2 % поверхности земного шара. В ископаемом состоянии их роль более значительна Нередко они образуют толщи мощностью до нескольких сотен метров О п очень изменчивы по площади и в разрезе. В них могут присутствовать как остатки наземной флоры, так и раковины морских организмов. С дельтами чаще всего бывают связаны литологические ловушки и залежи нефти и газа, а с лагунами — месторождения каменного угля и различных солей

ОТЛОЖЕНИЯ РЕЧНЫЕ —см отложения аллювиальные

ОТЛОЖЕНИЯ ШЕЛЬФОВЫЕ (неритовые, мелководноморские) — обра

зуются на глубинах от нескольких десятков метров до 200—400 м. В верхней части шельфа в зоне действия приливно-отливных и вдольбереговых течений накапливаются хорошо сортированные пески, ближе к берегу — крупнозернистые, дальше от берега — мелкозернистые. В более глубокой части шельфа в спокойной гидродинамической обстановке образуются алевриты, а еще глубже — глины. Однако часто наблюдаются отклонения от описанной схемы, когда довольно грубые осадки накапливаются по внешнему краю шельфа. При сильных приливно-отливных течениях (5—6 км/ч) осадки могут почти совсем отсутст- вовэть. Среди О. ш. широко развиты органогенные и органогенно-обломочные породы. Нередко встречаются глауконитовые пески и фосфоритовые конкреции

Современные О. ш. занимают около 5 % поверхности Земли и составляют около 7 % всех морских отложений. В разрезах платформенных и краевых бассейнов О. ш составляют до 80 % объема морских отложений. Среди О. ш. очень много пород (обломочных и карбонатных) с высокими коллекторскими свойствами; с ними связаны залежи нефти и газа. Из неантиклинальных ловушек особенно широко распространены связанные с барами. К этим ловушкам приурочены, например, залежи нефти и газа в месторождениях Западного Внутреннего бассейна (газовое Мокане-Ловерж и нефтяное Бербанк в пенсильванских отложениях), Предаппалачского бассейна (нефтяное Брэдфорд в верхнедевонских отложениях), бассейна Грейт-Валли (нефтяное Ист-Коалин- га в эоценовых отложениях).

ОТЛОЖЕНИЯ ЭОЛОВЫЕ — континентальные отложения, образовавшиеся в результате накопления перенесенного ветром обломочного материала, который в аридных пустынных условиях слагает барханы и др. аккумулятивные формы рельефа, а в прибрежных условиях — дюны, тянущиеся вдоль побережья морей и озер О э состоят из частиц песчано-алсв- ритовой размерности (преобладают зерна 0,15—0,3 мм) при хорошей сортировке. Частицы обычно хорошо окатаны и имеют характерную матовую, иногда ямчатую поверхность, что

обусловлено выветриванием в субаэральных условиях. Характерным текстурным признаком О. э. является косая крупная диагональная слоистость с большой мощностью серий (до Юм) и крутыми углами падения (до 25— 30°). Многие исследователи к О. э. относят лёссы и перенесенные ветром вулканические пеплы.

ОТНОШЕНИЕ ПРИСТАН/ФИТАН— многими специалистами рассматривается как один из основных генетических показателей, несущих информацию об особенностях химического состава исходного живого вещества. Предполагается, что значения отношения менее 1 характерны для нефтей и битумоидов РОВ, генетически связанных с исходным ОВ, обогащенным фитопланктоном, а значения более 1 свидетельствуют о существенной примеси к исходному ОВ зоо- планктонного материала. Однако имеются данные, что примесь к исходному веществу остатков высших растений (ОВ типа гумито-сапропели- тов и сапропелито-гумитов) также ведет к значительному (до 5—7) повышению О. п./ф.; в то же время глубокое диагенетическое преобразование ОВ (РОВ типа оксисорбосапропели- тов) ведет к снижению О. п./Ф. Эти обстоятельства делают неоднозначным генетический смысл данного параметра.

ОТОРОЧКА НЕФТЯНАЯ—нефтеносная часть нефтегазовой залежи, масса нефти в которой (геол, запасы) не превышает 50 % общей массы нефти и газа в залежи. О. н. располагается в нижней части залежи между газом и водой в виде слоя нефтенасыщенной породы-коллектора, мощность которого даже при большой плотности газа в пластовых условиях (около 0,4 г/см3 на больших глубинах) не превышает 35 % от высоты нефтегазовой залежи и снижается до 10 % и менее на малых глубинах. При большой площади распространения О. н. могут содержать крупные запасы нефти Однако промышленная разработка их сопряжена с большими трудностями из-за возможности одновременного подтягивания к забоям эксплуатационных скважин подошвенной воды и газа из газоносной части залежи.

Формируются О. н. двумя путями. В одних условиях в ловушку сначала

поступает газ и занимает ее верхнюю часть, а затем поступает нефть, образующая оторочку. В этом случае остаточная нефтенасыщенность во всем объеме газоносной части залежи отсутствует. В других условиях в уже нефтеносную ловушку поступает газ и оттесняет нефть в нижнюю часть ловушки. При таком механизме во всем объеме газоносной части залежи сохраняется остаточная нефтенасыщенность. Кроме того, если степень заполненности ловушки нефтью велика, а газа поступает много, то часть нефти оттесняется за пределы ловушки Однако вся нефть не может быть вытеснена; ниже гипсометрического замка ловушки всегда сохраняется так называемая невытесняемая оторочка, мощность которой определяется капиллярным давлением внедрения нефти в коллектор. Наличие такой оторочки является диагностическим показателем того, что вытеснение нефти из ловушки действительно имело место. При образовании О. н. газ в ловушку должен поступать из внешнего источника. Газа, растворенного в нефти, даже при наивысшей степени ее дегазации недостаточно для формирования нефтегазовой залежи с О. н.

ОТРЯД — таксономическая единица животных, объединяющая ряд семейств (или надсемейств), близких по происхождению и имеющих определенное сходство в строении и морфологии организма. По некоторым признакам менее высокого ранга, чем отрядный, О. могут разделяться на подотряды. Иногда близкие О. объединяются в надотряды. В систематике растений О. соответствует порядок.*

ОФИСИНА ФОРМАЦИЯ — распространена в бассейне Ориноко (Венесуэла). Представлена серыми и коричневыми алевролитами с подчиненными прослоями лигнитов и черных мелкозернистых песчаников. Мощи от 600 до 1500 м. К востоку алевролиты замещаются грубозернистыми песчаниками, перекрытыми глинами и аргиллитами с прослоями песка и с пластами угля в основании. Относится к олигоцену. Промышленно нефтеносна ОХОТСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — занимает акваторию Охотского моря с о. Сахалин и

Татарским проливом, прилегающее побережье Зап. Камчатки. Первое месторождение нефти на Сахалине — Охинское — открыто в 1923 г. Первые промышленные притоки газа на Зап. Камчатке получены в 1980 г. на Кшук- ской площади в Колпаковском прогибе.

Провинция находится в зоне перехода от материка к океану. В центре ее располагается Охотский срединный массив. Крупные отрицательные структуры (бассейны), обрамляющие Охотский срединный массив и ограниченные по периферии провинции поднятиями Корякско-Камчатской гео- синклинальной системы и Охотско-Чукотского вулканогенного пояса, представляют собой тыловые прогибы, межгорные впадины, геосинклиналь- ные прогибы и синклинории. Закрытость этих отрицательных структур варьирует от средней до хорошей. Общ. площадь провинции 1,7 млн. км2, в том числе площадь перспективных земель и акваторий 950 тыс. км2. Ср. длина провинции 2000, макс. 2600 км; ср. ширина 900, макс. 1150 км. Общ. объем осадочного выполнения (в пределах перспективных земель и акваторий) 3,0 млн. км3, в том числе кайнозоя 2,9—2,95 млн. км3. Простирание длинной оси ССВ.

В разрезе выделяются «физический фундамент» и «физический чехол». К фундаменту относится нижняя часть разреза с пл. пород 2,65 и больше, которая бесперспективна на нефть и газ. Граница между чехлом и фундаментом в основном связана с поверхностью верхнего мела. В центральных частях глубоких бассейнов она может проходить в низах палеогена, а на бортах отдельных прогибов — внутри верхнемеловой толщи и по поверхности более древних образований, вплоть до палеозойских. Верхне- и нижнемеловые образования слабо метаморфизованы. Макс. мощн. пород кайнозойского чехла в крупных отрицательных структурах колеблется от 3,5 (Гижигинский прогиб) до 10,5—11,5 км (Шелиховский, Сев.- и Вост.-Сахалинский прогибы), ср мощн. от 1,7—2,3 до 4,2—4,6 км. Макс, глубина залегания кровли «физического фундамента» 11,5 км. Региональные угловые несогласия установлены между верхнемеловыми и

кайнозойскими образованиями. Доля морских отложений в разрезе чехла колеблется от 50 до 100%, в большинстве бассейнов —от 60 до 90 %. Карбонатные породы в чехле имеют ограниченное развитие.

В границах провинции выделяются 37 прогибов и впадин разного порядка, которые входят в состав 16 бассейнов. Форма структур обычно вытянутая, реже изометричная. Углы регионального наклона бортов от 1—3 до 18—20°. Интенсивность тектонических структур от 0,06 до 0,4; для отдельных прогибов и впадин от 0,3— 0,4 до 2,3—2,7, для разделяющих их поднятий от 0,3 до 0,48 м/км2. Локальные структуры представлены преимущественно брахиантиклиналями, большинство из них осложнены нарушениями. Площадь складок 20—50 км2 и больше. Преобладают мелкие складки. На Сахалине 47.% структур имеют амплитуду от 50 м, 28 % — от 50 до 100 м, 25 % —более 100 м. Преобладающие углы наклона крыльев 10—

Неантиклинальные залежи в регионе, в том числе и на Сев. Сахалине, не установлены, хотя в большинстве бассейнов имеются предпосылки для поисков залежей в ловушках как литологического, так и стратиграфического типа. Покрышками служат пачки глинистых пород и пачки переслаивания глинистых и алевритовых, часто туфогенных пород в неогеновых и палеогеновых образованиях со ср. мощн. до нескольких десятков и первых сотен метров.

На Сахалине продуктивными являются нутовско-окобыкайский (верх- немиоцен-плиоценовый), дагинско- уйнинский и даехуреинский (нижнесреднемиоценовые) комплексы. Верхние два имеют мощн. соответственно 1,5—5 и 2,0—3,2 км, представлены песчано-глинистыми отложениями. Нижний, мощн. от сотен метров до 2 км, сложен кремнистыми аргиллитами и алевролитами. Песчаные пласты-коллекторы в дагинско-уйнинском комплексе имеют мощн. от 5 до 60 м, открытую пористость от 12 до 30 %, проницаемость от 0,001—0,01 до 0,2 мкм2; глубина их залегания — от нескольких сотен метров до 2—3 км В верхних двух комплексах сосредоточено до 70 % запасов нефти и газа Сахалина.

В нижнем комплексе открыто одно месторождение — Окружное, которое приурочено к порово-трещинному коллектору кремнистых аргиллитов пи- ленгской свиты, обогащенных РОВ сапропелевого типа. Некоторые исследователи относят эти аргиллиты к доманикитам.

На Зап. Камчатке бурением подтверждена промышленная продуктивность этолонско-эрмановского и утхо- локского комплексов (миоцен). Мощн. пластов коллекторов здесь колеблется от 2—3 до 30 м; открытая пористость песчаников от 12—15 до 32 %, проницаемость от тысячных долей до 0,150 мкм2. Глубина залегания 1,2-2,7 км.

На Сахалине большинство месторождений нефти и газа сосредоточены вокруг основных депрессионных зон Сев.-Сахалинского синклинорного прогиба — области устойчивого прогибания в неогене с высокими скоростями осадконакопления. Преобладают пластовые сводовые залежи (53 %); сводовые дизъюнктивно ограниченные составляют 41 %, литологически ограниченные 6 %. Всего на Сахалине известно 48 месторождений, в том числе 9 нефтяных, 25 газонефтяных, 13 газовых и 1 газоконденсатное; на Зап. Камчатке — 1 газовое. Основные перспективы по региону в целом связаны с неогеновыми образованиями, в меньшей мере—с палеогеновыми и незначительно — с верхнемеловыми. Месторождения в основном сосредоточены на глубинах 1—3 км

ОЦЕНКА ЗОН НЕФТЕГАЗОНА- КОПЛЕНИЯ—заключительная стадия регионального этапа геологоразведочных работ (см. стадийность геологоразведочных работ), которые выполняются в пределах зон с доказанной или предполагаемой нефтегазоносностью. Основными задачами этих работ являются определение структурных соотношений между различными нефтегазоперспективными и литолого-стратиграфическими комплексами; изучение основных закономерностей распространения и изменения пород-коллекторов и флюидоупо- ров; уточнение элементов нефтегазогеологического районирования; выявление наиболее крупных ловушек; оценка перспектив нефтегазоносности

с отнесением прогнозных ресурсов к категории Di и частично D2; выбор перспективных объектов и установление очередности проведения поисковых работ.

Типовой комплекс работ включает характерные для регионального этапа виды и методы исследований (см виды геологоразведочных работ на нефть и газ), которые выполняются в данном случае по более плотной сети наблюдений и с укрупнением масштабов исследований до 1 : 200 000 — 1 : 50 000. Ведущими в комплексе зональных геолого-геофизических работ являются сейсморазведка и бурение параметрических скважин. Применяются также специальные геофизические исследования по прогнозированию геологического разреза и выявлению аномалий типа «залежь» (АТЗ)

ОЦЕНКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ (залежей)— начальная стадия разведочного этапа геологоразведочных работ на нефть и газ (см. стадийность геологоразведочных работ), которые выполняются на открытых месторождениях и залежах с предварительно оцененными запасами категории С2 и частично С|. Основными задачами О. м. являются установление главных характеристик месторождений (залежей) для определения их промышленной значимости; подсчет запасов категорий Ci и С2, разделение месторождений (залежей) на промышленные и непромышленные, выбор объектов и этажей разведки, а также определение очередности проведения опытно-промышленной эксплуатации объектов и подготовки к разработке. Для решения этих задач исследуются фазовое состояние залежей, физико-химические свойства нефтей, газов и газового конденсата в поверхностных и пластовых условиях, их товарные качества, фильтрационно-емкостные характеристики коллекторов; определяются типы залежей, эффективные мощности, пористость и нефтегазонасыщенность пород, коэффициенты продуктивности скважин

Типовой комплекс работ включает бурение, опробование и испытание разведочных скважин с применением в необходимых случаях методов интенсификации притоков нефти и газа;

геофизические исследования скважин; геохимические, гидрогеологические, гидродинамические и др. виды исследования скважин; детализационную скважинную и наземную (морскую) сейсморазведку, в том числе повторную интерпретацию геолого-геофизических материалов с учетом данных по пробуренным скважинам; в районах с развитой добычей — опытнопромышленную эксплуатацию скважин. В ряде случаев, особенно на некрупных объектах простого строения, результаты О. м. могут быть достигнуты в ходе тех же работ, которые выполняются на стадии поиска.

По результатам О м. проводят дифференциацию месторождений на промышленные (или кондиционные) и непромышленные (или некондиционные, забалансовые); выделяют объекты и Этажи разведки в пределах вскрытой части разреза; устанавливают очередность подготовки месторождений и залежей к разработке; обосновывают оптимальную методику последующих разведочных работ.

ОЦЕНКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ — определение максимального народнохозяйственного эффекта от освоения месторождения. Основной показатель О. м. э. в денежном выражении /?р определяется с учетом фактора времени в виде разности между ценностью добываемой продукции и затратами па ее получение:

т

RP= 2 ^t-stw+EH.nY,

где Т— расчетный период О м. э. от года проведения оценки до года исчерпания запасов месторождения; Zt — ценность годовой продукции (включая все попутные компоненты), исчисленная в оптовых цепах или замыкающих затратах /-го года; S/ — сумма предстоящих эксплуатационных (без амортизационных отчислений на реновацию) и капитальных затрат в /-м году эксплуатации (освоения); Ен п — норматив для приведения разновременных затрат и результатов.

Денежная оценка месторождений используется для экономической ха

рактеристики месторождений в комплексе с другими оценочными показателями. К их числу относятся: обеспеченность добычи нефти или газа запасами, годовая сумма прибыли в действующих оптовых ценах, срок окупаемости капитальных вложений в разведку и разработку месторождений, производительность труда. Учет этих оценочных показателей приобретает особое значение в том случае, когда сравниваемые варианты несущественно отличаются друг от друга по денежной оценке, а также в тех случаях, когда те или иные требования народного хозяйства к освоению и использованию месторождений не получили достаточного отражения в принятом уровне оптовых цен и замыкающих затрат на нефть и газ.

О. м. э. используется при планировании геологоразведочных работ по месторождениям; разделении запасов нефти на балансовые и забалансовые; установлении предела эксплуатации (если нет ограничений технологического порядка); определении конечного коэффициента нефтеотдачи пласта; выборе методов разработки, обеспечивающих наиболее полное использование ресурсов месторождений; установлении очередности ввода в разработку небольших по запасам месторождений; при оценке месторождений в составе государственного кадастра.

ОЦЕНКА ПРОГНОЗНАЯ — количественная оценка прогнозных ресурсов углеводородов в геологических объектах, необходимая для планирования направления и объемов поисково-разведочных работ на нефть и газ. О. п проводится с помощью специальных методов прогнозирования на основании комплекса геологических, геохимических, гидрогеологических и др критериев нефтегазоносности для разных объектов, как геологических (бассейн, комплекс и т. д.), так и формальных (административная область, район и т. д.).

О. п. представляет собой систему всевозможных задач прогноза, которые определяются уровнями прогноза, видом главных объектов прогноза, последовательностью решения. Выделение объектов или уровней прогноза выполняется при нефтегеологическом районировании, В каче-

Система задач прогнозной оценки

ТАБЛИЦА 0.2

Уровень прогноза

Объекты

Типы задач

Оценка степени перспективности

Оценка количества УВ

Прогноз фазового состояния УВ

Прогноз качества

УВ-сырья

Геоло го-экономическа я характеристика

Региональный

Провинция, бассейн, замкнутая область

Оценка перспективности объекта

Оценка потенциальных ресурсов УВ

Прогноз соотношения нефти, газа, конденсата

Общая оценка отдельных показателей качества

Средний размер залежи, их глубина

Зональный

Тектонические элементы, литологические зоны

Распределение земель и комплексов по степени перспективности

Пространственное распределение У В по зонам аккумуляции и комплексам

Распределение запасов УВ по видам сырья

Прогноз показателей качества сырья (содержание полезных примесей)

Распределение залежей по размерам, концентрация запасов

Локальный

Структурные, литологические и др. виды ловушек

Прогноз продуктивности структур

Оценка количества УВ в ловушках

Прогноз фазового состояния залежи

Прогноз содержания отдельных примесей; прогноз физико-химических свойств нефти, газа, конденсата

Геолого-экономическая характеристика зале жей

стве наиболее крупного объекта прогноза выделяется осадочный бассейн, а в некоторых случаях — замкнутая область нефтегазообразования или отдельный комплекс. Зональный уровень прогноза предусматривает О. п. частей бассейна, в качестве которых чаще всего рассматриваются тектонические элементы и (или) зоны аккумуляции. Наконец, на локальном уровне прогноза оценивается продуктивность отдельных антиклинальных, стратиграфических, литологических и др. ловушек. Для каждого уровня прогноза в зависимости от имеющейся информации последовательно решается несколько типов задач: качественная оценка перспективности земель, оценка потенциальных ресурсов УВ в объекте, распределение УВ по видам сырья, качественная характеристика этих видов сырья (наличие полезных примесей, физико-химические особенности и т. д.). Завершающей задачей является геолого-экономическая оценка запасов, определяющая рентабельность освоения ресурсов. Система задач О. п. приведена в табл. 0.2.

ОЦЕНКА РЕСУРСОВ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ — определение народнохозяйственного эффекта от использования нефти и газа. Основной показатель О. р. э. определяется как разность между ценностью конечной продукции и затратами на ее получение. Ценность конечной продукции исчисляется в централизованно устанавливаемых показателях оптовых цен или (в необходимых случаях) замыкающих затрат на эту продукцию. О. р. э. обеспечивает решение следующих задач: 1) повышение обоснованности перспективных планов геологоразведочных работ исходя из ориентации их на экономически доступную в современных или перспективных условиях часть ресурсов; 2) выбор первоочередных районов работ на основе величины и экономической ценности ресурсов; 3) обоснование возможных уровней добычи в нефтегазоносных районах на основе выделения рентабельной части ресурсов; 4) обеспечение научно-технического прогресса в геологоразведочной отрасли и в добывающей промышленности с целью увеличения доли рентабельных ресурсов

ПАБ ФОРМАЦИЯ — распространена в Юго-Зап. Пакистане. Представлена плотными кварцевыми песчаниками. Мощн. от 0 до 500 м. Относится к верхам верхнего мела.

ПАЗАНУН ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— см Асмарийская группа газонефтяных месторождений. ПАЙЕР ФОРМАЦИЯ — распространена в штатах Вайоминг, Небраска, Колорадо (США). Представлена глинистыми сланцами с прослоями песчаников и известняков. Мощн. до 2400 м. Относится к верхнему мелу. ПАЛЕМБАНГ ФОРМАЦИЯ — распространена на юго-востоке о. Суматра (Индонезия). В нижней части представлена (2000 м) чередующимися пачками песчаников и зеленовато-голубых глин, в средней части (600 м) — песчанистыми сланцами и песчаниками с многочисленными пластами угля, в верхней части (1600 м) —туфогенными осадками и голубоватыми каолинитовыми глинами. Относится к плиоцену — низам плейстоцена. Промышленно нефтеносна. Продуктивные горизонты приурочены к верхам нижней части разреза, основные — к средней.

ПАЛЕОГЕНОВАЯ СИСТЕМА (палеоген) — первая снизу система кайнозойской эратемы. Залегает на меловой системе, перекрывается неогеном. Расчленение и широкие сопоставления палеогеновых толщ первоначально были основаны на анализе состава комплексов моллюсков (двустворок, гастропод) и фораминифер (в первую очередь, нуммулитов). В настоящее время зональное деление и корреляция разрезов палеогена проводится главным образом на основании изучения планктонных организмов — фораминифер, известковистого нанопланктона, радиолярий и диатомей — в низких и умеренных широтах, кремнистого планктона (радиолярии, диатомеи) — в высоких широтах. П. с. разделяется на три отдела. Общепринятое ярусное деление до сих пор отсутствует.

ОтделПодотделЯрусыЗап. ЕвропаКрымско-Кавказская областьОлигоценВерхнийХаттскийХаттскийНижнийСтампийскийРюпельскийЭоценВерхнийПриабонскийБартонскийАльминскийБодракскийСреднийЛютетскийСимферопольскийНижнийИпрскийБахчисарайскийПалеоценВерхнийТанетскийКачинскийНижнийДатскийМонтскийИ и кор маис кийДатскийОтделПодотделЯрусыЗап. ЕвропаКрымско-Кавказская областьОлигоценВерхнийХаттскийХаттскийНижнийСтампийскийРюпельскийЭоценВерхнийПриабонскийБартонскийАльминскийБодракскийСреднийЛютетскийСимферопольскийНижнийИпрскийБахчисарайскийПалеоценВерхнийТанетскийКачинскийНижнийДатскийМонтскийИ и кор маис кийДатскийТАБЛИЦАП 1ТАБЛИЦАП 1Ярусное подразделение палеогена ЕвропыЯрусное подразделение палеогена ЕвропыБольшинство исследователей теперь относят к П. с. датский ярус, причем монтский ярус, ранее считавшийся нижним ярусом палеогена, соответствует по своему объему средней части датского яруса (табл ПЛ) В связи с дискуссионностью объема и названий большинства ярусов П. с. особое значение получила теперь зональная шкала палеогена, разработанная для бассейнов низких и умеренных широт, и параллельные зональные шкалы для бассейнов высоких широт.

Отдел

Подотдел

Ярусы

Зап. Европа

Крымско-Кавказская область

Олигоцен

Верхний

Хаттский

Хаттский

Нижний

Стампийский

Рюпельский

Эоцен

Верхний

Приабонский

Бартонский

Альминский

Бодракский

Средний

Лютетский

Симферопольский

Нижний

Ипрский

Бахчисарайский

Палеоцен

Верхний

Танетский

Качинский

Нижний

Датский

Монтский

И и кор маис кий

Датский

Отдел

Подотдел

Ярусы

Зап. Европа

Крымско-Кавказская область

Олигоцен

Верхний

Хаттский

Хаттский

Нижний

Стампийский

Рюпельский

Эоцен

Верхний

Приабонский

Бартонский

Альминский

Бодракский

Средний

Лютетский

Симферопольский

Нижний

Ипрский

Бахчисарайский

Палеоцен

Верхний

Танетский

Качинский

Нижний

Датский

Монтский

И и кор маис кий

Датский

ТАБЛИЦАП 1

ТАБЛИЦАП 1

Ярусное подразделение палеогена Европы

Ярусное подразделение палеогена Европы

К отложениям П. с. приурочены значительные скопления нефти и газа, особенно на юге СССР, в Центральной и Юж. Америке, Калифорнии и др. районах земного шара. П. с. содержит около 12 % нефти и 7 % газа от общих мировых ресурсов этих полезных ископаемых. ПАЛЕОГЕНОВЫЙ ПЕРИОД — начальный период кайнозойской эры. продолжительность которого оценивается в 38—45 млн. лет (обычно 40 млн. лет). П. п. характеризуется мощными тектоническими движениями, особенно в области, примыкаю-

щей к Тетису: формируются орогени- ческие системы Пиренеев, Альп, Карпат, Крымско-Кавказской области, Копетдага, Памира, Гималаев, Атласа. Многочисленные трансгрессии и регрессии отмечаются в эпиконтинентальных бассейнах. Среди морской фауны очень широко распространены рыбы, двустворчатые и брюхоногие моллюски, специфические группы крупных фораминифер — нуммулиты, орбитоиды и др , а также планктонные фораминиферы, радиолярии Очень разнообразен морской фитопланктон. Среди наземных животных преобладают древние примитивные млекопитающие, вымершие к концу палеогена, появляются предки копытных. Флора палеогена близка к современной.

ПАЛЕОГЛУБИНА — см глубина максимального погружения осадочных горных пород.

ПАЛЕОЗОЙСКАЯ ЭРА — первая эра фанерозойского эона, продолжительность которой оценивается в 280— 330 млн. лет (обычно 300— 330 млн. лет). Разделяется на шесть периодов: кембрийский, ордовикский,

силурийский, девонский, каменноугольный пермский.

ПАЛЕОЗОЙСКАЯ ЭРАТЕМА (палеозой) — нижняя эратема фанеро- зоя. Залегает на докембрии, перекрывается мезозоем. Объединяет шесть систем: кембрийскую, ордовикскую, силурийскую, девонскую, каменноугольную, пермскую.

ПАЛЕОЗООХОРИИ — общее название для всех единиц палеозоогеогра- фического районирования. Различают следующие П.: пояс, область, подобласть, провинцию, подпровинцию, округ, район.

ПАЛЕОМАГНЕТИЗМ — свойство горных пород намагничиваться в период своего формирования под действием магнитного поля Земли и сохранять приобретенную намагниченность в последующие эпохи. Значение и направление этой намагниченности соответствует магнитному полю, действовавшему в данной точке Земли при формировании породы. П. дает возможность изучать изменение геомагнитного поля геологического прошлого, закрепленного в своеобразных отпечатках этого поля — векторах естественной остаточной намагниченности горных пород Изучение эволюции геомагнитного поля имеет прямое отношение к решению обширного круга задач геохронологии и стратиграфии, палеогеографии и тектоники — задач, которые связаны с практическими вопросами поисков и разведки полезных ископаемых

ПАЛЕОТЕМПЕРАТУРА — 1. Понятие палеоклиматическое — температура вод бассейна осадконакопления В определенной мере характеризует условия седиментогенеза и раннего диагенеза. Может быть охарактеризована типом фауны. Количественно рассчитывается по отношению О18 и О16 в углекислоте органогенного кальцита из ростров белемнитов, раковин нуммулитов и т. д (данные масс-спектрометрии) и соотношению Са и Mg в кальците ростров белемнитов и раковин морских беспозвоночных (химико-аналитические данные).

Понятие палеогеологическое (правильнее «максимальная палёотемпе- ратура») —максимальная температура, испытанная осадочной горной породой в толще литосферы Зависит

от колебаний интенсивности восходящего теплового потока и в определенной мере характеризует условия катагенеза. Определяется с известной мерой условности по температуре протекания некоторых процессов, вызывающих необратимое изменение в породах. Например: а) по температуре трансформации одних минералов (в первую очередь, глинистых) в другие (гидрослюдизация монтмориллонитов, политипные превращения хлоритов и гидрослюд и т д); б) по температуре изменений магнитных свойств железосодержащих минералов (максимальная П не могла быть выше той температуры, при которой в лабораторных условиях наступают изменения магнитных свойств); в) по данным термолюминесценции карбонатов, позволяющим проводить на качественном уровне сравнения относительных величин палеотемператур- ного воздействия на образцы карбонатных пород из разных частей разреза и т д Однако наиболее хорошим и распространенным методом восстановления максимальной П. в настоящее время является анализ отражательной способности R витринита углистых включений в составе РОВ.

Есть основания считать, что рост/? витринита находится в прямой зависимости, прежде всего, от величины температурного воздействия. Установлено, что включения витринита в составе РОВ осадочных горных пород в прошлые геологические эпохи испытали на себе воздействие температуры (°C)* на стадии ПК от 70 до ПО, на МК1 — 110—140, на МКа — 130—170, на МКз— 170—200, на МК4-5 — 200—230, на AKi — до 250, на стадиях АК2-4 — более 250 На мезозойских платформах и в палеоген-неогеновых прогибах современные пластовые температуры являются, по-видимому, максимальными за всю историю этих структур. Максимальная П. — важнейший фактор катагенеза РОВ. На эпипалеозойских платформах и в альпийских подвижных областях наиболее достоверными максимальными П, на которых проявлялись главные фазы нефте- и газообразования, являются интервалы 80-90 до 150—170 °C и 180—200 до 250 °C соответственно.

ПАЛЕОФИТОХОРИИ — общее название всех единиц палеофитогеографического районирования. Различают следующие П.: область, подобласть, провинцию, подпровинцию.

ПАЛМ-ВЕЛЛИ ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в Австралии, на сев. борту внутриплатфор- менного авлакогена Амадиес, и приурочено к антиклинали площадью 40 км2. Открыто в 1964 г. Продуктивны несколько песчаных горизонтов в ордовикских отложениях, залегающие на глубинах 1557—1735 м. Залежи пластовые сводовые. Нач. извл. запасы газа 283 млрд. м3.

ПАЛЫГОРСКИТ — глинистый минерал (Mg, Al, Fe, Ca)2-[Si2O5]2OH- •2H2O. Tb. 3. Пл. 1—2,3. Образуется в отложениях аридного и полуарид- ного климата: в почвах, морских и соловатоводных бассейнах. Обычно образует слои или встречается как примесь в монтмориллонитовых глинах, меррелях, известняках, а также заполняет трещины. По условиям образования и свойствам близок к сепиолиту.

ПАНГЕА— в мобилистской тектонике и палеогеографии — суперконтинент, объединявший все современные континентальные глыбы. В результате сгруживания и расплывания отдельных блоков возникал неоднократно в позднем протерозое (Пан- геа D), в силуре — раннем девоне (Пангеа С), в позднем палеозое (Пангеа В) и в первой половине мезозоя (Пангеа А или Пангеа ВегенеРа). . ПАНЛИПОИДИНЫ — термин, предложенный Н. Б. Вассоевичем для обозначения всех форм липидного материала — растворимых и нерастворимых, простых и сложных.

ПАННОНСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — частично охватывает территории Венгрии, Югославии, Румынии, Чехословакии и Советского Союза и представляет собой тектоническую депрессию, обрамленную складчатыми горными сооружениями Вост. Альп, Зап. и Вост. Карпат, Апусени Юж. Карпат и Ди- нарид. Размеры бассейна 475 X X 525 км, площадь 248 375 км2, объем осадочных пород 993,5 тыс. км3. Мощн. осадочной толщи ~7 км. Начало освоения 1937 г. Фундаментом

тектонической депрессии являются позднепротерозойские и раннепалеозойские кристаллические породы, на которых залегают породы различного возраста: от девона до неогена. Палеозойские, мезозойские и палеогеновые отложения характеризуются глыбово-складчатой структурой и рассечены системой региональных разрывов. Они на больших территориях несогласно перекрыты слабодислоциро- ванными неогеновыми образованиями, но во многих районах выступают на поверхности в виде горных массивов, разделяющих Паннонский бассейн на ряд областей развития неогеновых отложений, представляющих собой молодые тектонические впадины, погруженные на глубины обычно до 1,5—3,5 км. Это Маловенгерско- Подунайская, Залаская, Большая Венгерская, Дравская, Савская и Закарпатская впадины.

Разрез осадочной толщи слагают преимущественно морские отложения. Нефтегазоносны карбонатные отложения триаса, флиш верхнего мела и палеогена и песчано-глинистые толщи неогена. Основным продуктивным объектом является толща неогена в пологих куполах и брахи- антиклиналях. В Паннонском бассейне открыто более 100 нефтяных и нефтегазовых месторождений ч более 90 газовых месторождений преимущественно на глубинах до 2 км. Около 100 месторождений выявлены на территории Большой Венгерской впадины, из них половина находится на территории Венгрии, а остальные — в Югославии и Румынии. Более 30 месторождений открыто в Савской и Дравской впадинах в Югославии, по нескольку месторождений — в М$ло- венгерско-Подунайской и Закарпатской впадинах в пределах Венгрии и Чехословакии. Наиболее крупным месторождением являются Алдье, Кп- кинди, Велбит, Мокрин. Коллекторами являются пески и песчаники палеоген-неогена, кавернозные и трещиноватые известняки в мезозое и трещиноватые породы фундамента у его древней эрозионной поверхности.

Залежи в палеоген-неогеновых отложениях преимущественно пластовые сводовые, нередко дизъюнктивно и стратиграфически ограниченные и литологически экранированные. В кар-

бонатных толщах мезозоя и в трещиноватых породах фундамента залежи нефти и газа массивные. Суммарные запасы нефти и газа обеспечивают добычу нефти на уровне 2 млн. т в год в Венгрии и 3,6 млн. т в год в Югославии и газа на уровне 5,1 млрд, м3 и 1,4 млрд, м3 в год соответственно. Перспективы поисков связаны с геологической разведкой осадочной толщи на глубинах больше 2—3 км.

ПАНХЕНДЛ-ХЬЮГОТОН НЕФТЕГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в США на стыке границ штатов Канзас, Техас и Оклахома, примыкает с юга и запада к впадине Анадарко. Открыто в 1910 г. (нефть) и 1922 г. (газ). Приурочено (в контурах газовой залежи) к комбинированной ловушке, занимающей поднятие Панхендл и обширный участок моноклинали на зап. бортах впадин Анадарко и Додж-Сити (Хьюготон) с размерами 490 X 91 км. В юж. части ловушки, на площади Панхендл запасы нефти и газа приурочены к единому комплексу коллекторов, представленных карбонатными породами верхнего карбона (пенсильваний) — перми и подстилающих пород коры выветривания гранитного фундамента;. залежи здесь сводовые массивные. Нефть залегает в виде оторочки на сев. крыле поднятия. В сев., моноклинальной части ловушки запасы газа заключены в пермских доломитах, фациально замещающихся вверх по восстанию слоев глинами. Нач. извл. запасы газа (в основном в моноклинальной части Хьюготон) 2037,6 млрд, м3, нефти (в основном поднятия Панхендл) 191 млн. т. Месторождение практически выработано. Пл нефти 0,835; состав газа (%): СН4 до 77, гомологи метана 7-14, N2 до 10-41, Не 0,2—0,9. ПАРАГЕНЕЗ (парагенетическая ассоциация) — совместное нахождение, являющееся результатом определенной последовательности образования, связанной с развитием единого процесса. Термин используется для ассоциаций минералов, химических элементов или горных пород. Например, парагенетическими называют ассоциации минералов в гидротермальной жиле, отлагающиеся из растворов, имеющих общий источник; ассоциа

ции химических элементов, концентрирующихся в ходе одного процесса, закономерное сочетание осадочных горных пород в ритме; ассоциации формаций в группе формаций и т. п.

ПАРАГЕОСИНКЛИНАЛЬ— внутри- континентальная область прогибания, характеризующаяся промежуточными чертами строения и геологического развития по сравнению с платформами и геосинклиналями. П. выделяется и описывается как: 1) миогеосинклиналь с консолидированным фундаментом и германотипной складчатостью; 2) структура с режимом переходным от платформы к геосинклинали, образующаяся внутри как платформ, так и геосинклиналей, в которой не проявляются частные инверсии, а общие инверсии приводят к образованию промежуточной складчатости; 3) недоразвитая геосинклиналь внутри платформы; 4) краевая геосинклиналь, отделенная от океана островной грядой; 5) области выклинивания геосинклинали в пределах соседней платформы. В связи с таким многообразием толкования термин П. употребляется сравнительно редко. •

ПАРАГОНИТ — минерал из группы мусковита, в котором 70—90 % К замещено на Na. Образуется в метаморфических породах. В осадочных породах изредка встречается гидропарагонит.

ПАРАДОКС НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена в основном в штате Юта и частично в штатах Колорадо, Аризона и Ныо-Мек- сико (США). Она ограничена на северо-востоке горами Анкомпагре, на северо-западе сводом Сан-Рафаэль и на юго-западе горами Генри и Комб. На юго-востоке она сопряжена с бассейном Сан-Хуан, будучи отделена от него широким тектоническим поднятием «Четырех Углов» (образованы границами перечисленных штатов). Размеры бассейна 200 X 400 км, площадь около 50 тыс. км2. Освоение ресурсов нефти и газа бассейна началось в 1908 г.

Бассейн выполнен мезозойскими и палеозойским^ отложениями, залегающими на докембрийском кристаллическом фундаменте. Стратиграфический разрез в общем включает в

себя отложения мощн. до 6,3 км. Общий объем осадочных пород 150 тыс. км3. В основании осадочной толщи находится кембрийская система, выраженная на востоке только нижним отделом — терригенными отложениями, а на западе и более молодыми слоями — карбонатными породами среднего и верхнего отделов. На ордовик, силур и нижний девон приходится перерыв в накоплении отложений. Верхний девон представлен терригенно-карбонатной формацией, переходящей вверху в доломиты и известняки нижнего миссиси- пия. Последний вместе с девоном и кембрием образует нижний структурно-литологический комплекс, отделенный от вышележащего перерывом и поверхностью тектонического несогласия. Его мощн. 0,5—1,3 км. Залегающий выше комплекс палеозойских пород пенсильванского и пермского возраста. Пенсильваний выражен карбонатами и эвапоритами (гипс, соль), а пермская система — терригенными песчано-глинистыми отложениями Они перекрываются терригенной толщей триаса и юры. Меловые отложения распространены на небольшой части бассейна.

В тектоническом отношении бассейн представляет собой межгорную впадину в области эпиплатформен- ного орогена — Скалистых гор. В этой впадине выделяется юго-зап. наиболее мелкая часть, где распространены антиклинали, вытянутые в сев - зап. направлении, параллельно региональному простиранию бассейна. В сев -вост., наиболее глубокой части бассейна доминируют линейные соляные антиклинали. Они образуют тектонический пояс, вытянутый на 160 км при ширине около 50 км. Большие антиклинали в этом поясе варьируют по длине от 48 до 107, а по ширине от 3 до 8 км. Соляные ядра их имеют высоту до 3 км. Такого типа складчатость характерна в этом поясе для верхнего структурно-литологического комплекса, включающего пенсильваний, пермскую систему и мезозойскую группу (триас, юра). Подстилающий структурно-литологический комплекс характеризуется блоково-складчатым строением. Структуры его имеют общее сев.-зап. простирание, но не совпадают со струк

турой верхнего комплекса по своему местонахождению. Выявленные „смещения достигают 3 км.

Нефтегазоносными являются юрские, пермские, пенсильванские, миссисипские и верхнедевонские отложения. Терригенные коллекторы свойственны юрской и пермской системам, а карбонатные — более древним толщам. Для Пенсильвания характерны водорослевые известняки, образующие пластовые вздутия в рельефе дна бассейна в виде возвышенностей, датируемых более молодыми слоями (внутриформационные структуры об- лекания). Такого рода биогермы и рифы рассеяны в юго-зап. части бас сейна. Они служат хорошими резервуарами, хотя нефтегазоносность рас пространяется в залежах и за пределы биогерм и рифов. Всего в бассей не Парадокс открыто около 100 нефтяных и газовых месторождений, преимущественно мелких по своим запасам Для них характерны стратиграфические, пластовые сводовые и литологически ограниченные скопления нефти и газа. Некоторые скопления УВ-газа здесь гелиеносны. Отмечается две группы месторождений одна из них сосредоточена в юж, наиболее мелкой части бассейна, а другая — в сев. части, в пределах пояса соляных антиклиналей и прилегающей части тектонического под нятия Анкомпагре. Выделяется по своему значению юж. группа, в составе которой находится и наиболее крупное нефтяное месторождение Анет, открытое в 1956 г Оно примечательно еще и тем, что скопление нефти, приуроченное к горизонтам пенсильванской свиты Гермос, охватывает две антиклинали, два приуроченных к ним рифа и разделяющий антиклинали синклинальный прогиб Вместе с соседними более мелкими месторождениями Макэлмо-Крик, Ратерфорд и Уайт-Меса оно известно в литературе под названием Грейтер- Анет. Вторая группа месторождений частично находится в поясе соляных антиклиналей, но нефть и газ здесь также связаны с нижним структурным комплексом (кембрий — миссиси- пий), хотя нефтегазопроявления имеются и в покрывающем комплексе пород. Эти месторождения, как и приуроченные к тектоническому подня-

тию Анкомпагре, принадлежат к классу мелких.

ПАРАМАГНЕТИЗМ — способность веществ намагничиваться в направлении внешнего магнитного поля. Вещества, обладающие парамагнитными свойствами называются парамагнетиками. Атомы парамагнетиков обладают собственным магнитным моментом вследствие наличия незаполненных электронных оболочек. В отсутствие внешнего магнитного поля магнитные моменты атомов расположены хаотически и парамагнетики немагнитны. Под действием намагничивающего поля магнитные моменты атомов ориентируются по полю и Создают суммарный магнитный момент вещества. Он пропорционален напряженности действующего поля и совпадает с ним по направлению. Намагниченность парамагнетиков возрастает с увеличением напряженности внешнего магнитного поля, вплоть до насыщения. С повышением температуры при постоянном внешнем поле она уменьшается в силу дезориентирующего действия теплового движения на собственные магнитные моменты атомов вещества. Магнитная восприимчивость парамагнетиков положительна. В магнитном поле Земли она в основном не превышает 1256* Ю-8 СИ. Хром, молибден, вольфрам, уран, марганец и платина, а также соли железа, кобальта и никеля, минералы, содержащие эти элементы, и породы, в которых данные минералы являются породообразующими, представляют собой парамагнетики.

ПАРАМЕТР—1. Величина (математическая), численные значения которой выделяют определенный элемент (например, кривую) из множества элементов (кривых) того же рода. Например, радиус является П окружности, так как заданием определенного значения радиуса данная окружность выделяется из множества окружностей с центром в одной и юй же точке. 2. Величина (техническая), характеризующая то или иное свойство какого-либо явления, объекта, устройства (например, скорость, объем, теплопроводность, разрешающая способность ит д.). Численное значение этой величины должно выделять явление, объект, устрой

ство из совокупности явлений, объектов, устройств, обладающих этим свойством.

Употребляемый иногда термин «параметры нефтегазоносности* следует понимать как признаки нефтегазоносности, численные значения которых выделяют нефтегазоносный или возможно нефтегазоносный геологический объект из однородной совокупности объектов. Так, численное значение объема осадочного чехла выделяет данную платформу или данный краевой прогиб из совокупности платформ или совокупности краевых прогибов. Численное значение амплитуды выделяет данную локальную складку из совокупности аналогичных структур, численное значение высоты залежи выделяет ее из совокупности аналогичных залежей и т. д Под П. нефтегазоносности следует понимать также величины, численные значения которых характеризуют объем и структуру запасов УВ в недрах геологических объектов (величина потенциальных ресурсов, плотность запасов, величины запасов разных категорий и их соотношения, соотношение нефть — газ и т. п.).

При картировании употребляется термин «параметр карты», означающий величину, непрерывное распределение значений которой дается в плоскости карты Так, параметром карты изопахит является мощность, структурной карты — абсолютная отметка какой-либо поверхности, геологической карты — возраст геологических образований, литологической карты — состав пород и т. п.

ПАРАМЕТР ПОРИСТОСТИ (фактор пористости) —см. сопротивление пласта относительное электрическое. ПАРАМЕТРЫ ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЕ— серия коэффициентов, определяемых на основе гранулометрического состава обломочных горных пород и характеризующих распределение зерен по размеру. Наиболее часто используемые П г.: медианный, модальный и средневзвешенный размеры зерен, максимальный размер зерен, сортировка зерен (разброс размеров относительно среднего), асимметрия распределения размеров зерен и т. д. Набор П г позволяет решать различные палеогеографические задачи, выявлять закономерно-

сти размещения коллекторов, прогнозировать положение зон выклинивания и т. д. Соотношения между П. г. осадков (пород) или их отдельных размерных фракций обычно изображаются на специальных диаграммах, на которых различные поля отвечают определенным фациальным обстановкам.

ПАРАМЕТРЫ СЕЙСМИЧЕСКИХ ВОЛН — основными параметрами сейсмической волны, распространяющейся в среде в гармоническом или импульсном режиме, являются: вступление волны — первое отклонение (6 момент времени 0 частицы среды от положения равновесия. Фаза волны — мгновенное значение колеблющейся величины, определяющее отклонение в заданный момент времени. Для волнового процесса фаза волны в фиксированной точке среды является функцией времени, а в фиксированный момент времени — функцией пространственных координат. Фаза гармонического колебания измеряется в угловых единицах — радианах — и определяет при заданной амплитуде состояние колебательной системы в любой момент времени. Любому значению времени, выраженному в долях периода, соответствует значение фазы, выраженное в радианах. Максимумы или минимумы колебания (фазы) отображают наибольшие отклонения частицы среды от положения равновесия. При гармоническом колебании максимумы или минимумы фазы называют амплитудами (при импульсном колебании — видимыми амплитудами колебаний). Промежуток времени, разделяющий два соседних одноименных экстремума, называют видимым (преобладающим) периодом колебания Т; через промежуток, равный периоду Г, колебательный процесс повторяется. Число колебаний в секунду называется частотой f, измеряется в герцах (Гц). Видимая (преобладающая) частота колебаний определяется соотношением f = 1/Г, видимая (преобладающая) круговая частота колебаний со определяется условием со = 2лf и измеряется в радианах в секунду. Расстояние между двумя соседними максимумами или минимумами волны называют видимой (преобладающей) дли

ной волны X, длина волны измеряется в метрах и связана с видимым периодом, частотой и скоростью распространения волны в среде соотношением X = и Г = и/. Иногда пользуются обратным соотношением длины волны ^ = \/Х = f/v (волновым числом). Длина волны и волновое число соотносятся между собой так же, как период колебаний и частота В реальных геологических условиях величина X достигает 50—200 м (отраженные волны) и 50—400 м (преломленные волны). При глубинном сейсмическом зондировании длина волны достигает 1000 м. С глубиной значение X обычно возрастает, что связано с увеличением в этом направлении скорости и уменьшением преобладающей частоты колебаний.

ПАРАМЕТРЫ ТРЕЩИНОВАТОСТИ— численные характеристики трещиноватости: плотность трещин объемная, густота трещин, трещинная пористость и проницаемость, раскрытость трещин, их ориентировка и т. д. Многие из П. т. определяют свойства трещинных коллекторов.

ПАРАСТРАТОТИП — разрез какого либо стратиграфического подразделения, использованный автором этою подразделения наряду со стратотипом для более полной и точной характеристики последнего.

ПАРАТИП — экземпляр (или экземпляры), использованный помимо го лотипа в качестве основы при установлении нового вида и указанны и (иногда и изображенный) автором первоописания. В старых работах, в которых нет указания на голотип, паратипы являются материалом, из которого выбирается лектотип.

ПАРА ФАУНЫ —группы древпеп фауны, в большей или меньшей сто пени зависимые от фаций и потом\ ограниченно используемые для шире ких стратиграфических сопоставлс ний. Границы распространения комп лексов П. в разрезах могут быть, в силу их связи с фациями, диахрон ными. Поэтому П. не используются при составлении общих шкал отдельных, систем фанерозоя, и в этом отношении они противопоставляются ортофаунам. Вместе с тем к П

обычно относятся наиболее часто встречаемые группы, что делает их очень важными при детальных корреляциях близко расположенных разрезов. Отнесение отдельных групп к П. часто обусловлено недостаточной их изученностью. При более глубоком и всестороннем изучении некоторые П. переводятся в ранг ортофаун (например, фораминиферы, конодонты).

ПАРАФИН — смесь твердых углеводородов, преимущественно алканов нормального строения от Ci6 и выше с ’ примесью высокомолекулярных родственных алканов (церезинов), а также углеводородов, содержащих в длинной цепи циклические структуры. Пл. парафинов 0,865—0,940, 7пл 35—65 °C, молекулярная масса 300—450. П. при температуре выше 40 °C, неограниченно растворимы в нефти, при охлаждении нефти и нефтепродуктов ниже этой температуры П. переходят в мелкокристаллическое состояние, что в случае их высокого содержания может создавать серьезные трудности при добыче нефти.

П. присутствуют во всех нефтях, чаще всего в небольших количествах (до 5%), однако встречаются нефти, содержащие до 20 % парафинов. Как правило, наиболее высокое содержание П. характерно для нефтей из мезозойских отложений, залегающих на глубине более 2000 м (нефти месторождений Озек-Суат, Жеты- бай, Узень). По технологической классификации нефти, содержащие менее 1,5 % парафинов, относятся к малопарафинистым; от 1,5 до 6 % — к парафинистым, более 6 %—к высокопарафинистым.

Повышенное содержание П в нефтях обычно связывается с примесью к исходному сапропелевому РОВ гумусового материала, обогащенного восковыми компонентами (см. воски) высшей растительности, а также специфическими условиями миграции, приводящими к потере нефтью легких фракций и асфальтово-смолистых веществ и накоплению масляных фракций, содержащих П.

ПАРАФИНИТЬ! — см классификация природных битумов

ПАРАШЕЛЬФ — подводное продолжение складчатых и глыбово-склад

чатых подвижных областей на их флангах (Сихотэ-Алинский парашельф) или по простиранию (Урало- Новоземельский парашельф). Для П. свойственны умеренная ширина (до нескольких десятков — сотен км), континентальный тип земной коры, тектонический режим типа эпигео- синклинального или эпиплатформен- ного орогенеза, многоярусность строения осадочного слоя с наличием структурных несогласий и перерывов, комплекс структурных форм, типичных для складчатых и глыбовоскладчатых областей, сложный рельеф с преобладанием вытянутых форм. ПАРИС ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ (Фарис)—см. Асма- рийская группа газонефтяных место-

ПАРС ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ— расположено в Иране на сев.- вост. побережье Персидского залива на складчатом борту Предзагросско- го (Мессопотамского) прогиба. Приурочено к крупной высокоамплитудной антиклинали площадью до 600 км2. Продуктивны известняки и доломиты свиты Хуфф пермского возраста,* залегающие на глубине 2700—2900 м, экранированные суль- фатно-галогенными породами. Пластовые давления аномально высокие (достигают 54 МПа). Запасы газа оцениваются в 2800 млрд. м3.

ПАТТУМЫ — см. породы мусорные. ПАУДЕР-РИВЕР НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена в сев.-вост. части штата Вайоминг и юго-вост, части штата Монтана (США). Опа находится в вост, предгорьях Скалистых гор. С запада ее окаймляет хр. Биг-Горн, с востока — лесистые возвышенности Блэк-Хилс, с юга — сев. окончание Ларамийского хребта и тектоническое поднятие Хартвил Сев. граница лишена определенности, но логически может быть проведена по пологому своду, отделяющему бассейн Паудер-Ривер от синклинали Шип-Маунтин в штате Монтана.

Бассейн представляет собой межгорный синклинальный прогиб в области эпиплатформенного орогена, вытянутый в сев -зап. направлении вдоль хр. Биг-Горн на 400 км при ширине в среднем 160 км Его площадь равна примерно 109 тыс. км2.

Он получил свое наименование от текущей в сев. направлении р. Пау- дер-Ривер — главного ^водотока дренажной сети бассейна. Осадочная толща, покрывающая бассейн Паудер-Ривер, имеет объем около 327 тыс. км3. Она включает в себя палеозойскую группу мощн. до 1,3 км, мезозойскую группу макс, мощн. 3,6 км, и кайнозойскую — до 1,5 км в наиболее прогнутой части бассейна. Ее подстилает докембрийский кристаллический фундамент, выходящий на поверхность в хр. Биг- Горн и погруженный в осевой части синклинали Паудер-Ривер на глубину до 5 км. Верхняя часть осадочной толщи сложена терригенными морскими и континентальными отложениями. В юре и триасе появляются слои известняков В палеозое они встречаются чаще и имеют мощн. до 130 м. Морские отложения имеют суммарную мощн около 3 км В пермской толще (свита Фосфория) и в основании юрской системы находятся слои ангидритов.

Бассейн сформирован в главных чертах позднемеловой-палеогеновой орогенией. Но некоторые крупные деформации возникли позже. К их числу относятся надвиги вдоль зап. и юж. краев бассейна, а также обновление положительных структур и прогибов, рост углов региональных наклонов слоев. Но многие особенности строения бассейна выступают как унаследованные от ранних этапов геологического развития.В частности, карбоновые, пермские, юрские и нижнемеловые отложения, имеющие максимальную мощность в центральной части бассейна, говорят о зарождении и развитии тектонического прогиба, начиная с позднего палеозоя; резкое же сокращение мощности кембрия на тектоническом поднятии Хартвил — о раннепалеозойском его заложении. Синклинальная структура -Паудер-Ривер, как и др бассейнов Вайоминга, асимметрична. Ее зап борт характеризуется крутыми, увеличивающимися на глубине, углами падения слоев Такой же характер имеет и юж фланг бассейна на сев. погружении Ларамийского хребта и поднятия Хартвил. Вост, борт — пологий В его пределах слои погружаются на запад в сред-

нем на 26 м 'км. Сочленение его с зап. крылом тектонического поднятия Блэк-Хилс выражено полуторакилометровой ступенью, напоминающей флексуру. Надвиг зап борта Паудер-Ривер к северу от г. Баффало характеризуется продольным смещением слоев на 2,4—3,2 км К югу от г. Баффало на зап. борту выявлена поперечная система разрывов, обрезающая с .севера обширный свод Каспер, отделяющий бассейн Паудер-Ривер от лежащего к западу от него бассейна Уинд-Ривер. На этом своде расположена группа нефтегазоносных антиклинальных структур бассейна Паудер-Ривер. На вост пологом фланге прогиба Паудер-Ривер деформации отложений выражены более слабо, чем на зап Опи представлены малоамплитудными тектоническими поднятиями и локальными разрывами

В бассейне Паудер-Ривер промышленно ценные ресурсы нефти и газа связаны с морскими отложениями, сосредоточенными в средней части осадочной толщи в стратиграфическом диапазоне от верхнемеловой свиты Фокс-Хилс до подошвы мис- сисипия Небольшие забалансовые запасы нефти и газа обнаружены еще в палеогене (свиты Уайн-Ривер и Форт-Юнион). Наиболее богаты нефтью и газом меловые отложения, а в них продуктивные горизонты Уол-Крик, Фронтьер, Шаннон и Сассекс (верхний отдел); Ньюкастл, Лакота, Дакота и Мадди (нижний отдел). В юрских отложениях наиболее значительным является горизонт Санданс; в пермской системе — Тен- слип и Пенсильвании — свита Мине- луса. Продуктивные горизонту в большинстве сложены песчаниками, реже известняками и доломитами, приуроченными к юрской и пенсильванской системам Очень большую роль в нефте- и газонакоплении играли антиклинальные структуры, расположенные на своде Каспер. На вост, борту бассейна Паудер-Ривер скопления нефти в большинстве случаев связаны с ловушками литологического типа. Это песчаные линзы, иногда шнурковой формы, зоны исчезновения проницаемости по восстанию пластов и локального развития трещинных коллекторов. Мно-

го скоплений приурочено к песчаным пластам, срезанным древней эрозией н несогласно перекрытых более молодыми осадками. Освоение ресурсов нефти и газа бассейна Паудер- Ривер началось в прошлом веке, но только с 1917 г. после открытия крупного месторождения Солт-Крик оно приобрело большой масштаб К 1980 г. в бассейне выявлено и разведано 175 нефтяных и 50 газовых месторождений с начальными запасами 290 млн. т нефти и 65 млрд, м3 газа. Добыто нефти 104 млн. т и газа 30 млрд. м3. Перспективы бассейна Паудер-Ривер связывают с поисками нефти и газа главным образом в литологических ловушках. Основными объектами разведки остаются меловые продуктивные горизонты, а также пермские и пенсильванские.

ПАЧКА — стратиграфический термин свободного пользования — относительно небольшая по мощности часть свиты, характеризующаяся некоторой общностью признаков или одним определенным признаком, что позволяет узнавать ее в разрезе. П. могут быть распространены в пределах всей площади развития свиты или части этой площади, могут заполнять весь разрез свиты, т. е. быть смыкаемыми (обычно это бывает в свитах, сложенных чередующимися типами пород), и могут выделяться в какой-либо части свиты (несмы- каемые пачки). Типовым разрезом П. является обычно стратотип свиты. Названия пачек произвольны, они могут иметь порядковый номер (3-я пачка березовской свиты), буквенный индекс (пачка «а» ипатов- ской свиты), называться по положению в разрезе (средняя пачка ма- лышевской свиты) или по составу пород (песчано-алевритовая пачка). Для наиболее важных в геологическом или промышленном отношении пачек могут использоваться географические названия (чеускинская пачка).

ПАШИЙСКИЙ ГОРИЗОНТ — распространен на Зап. Урале и на Русской платформе. Представлен терригенными песчано-глинистыми отложениями с прослоями карбонатов, во Львовской мульде — терригенно- карбонатными породами. Мощи до

210 м. Охарактеризован разнообразной фауной (брахиоподы, кораллы, двустворки, остракоды и др.) и спорово-пыльцевыми комплексами. Возраст поздний девон (начало фран- ского века). Трансгрессивно залегает на среднедевонских или более древних отложениях. Промышленно нефтегазоносен в Тимано-Печорской провинции, Татарской ССР, Башкирской ССР, Удмуртской ССР, Пермской, Куйбышевской, Саратовской, Оренбургской областях.

ПЕЛАГИАЛЬ — открытые, удаленные от суши абиссальные области океанов с преобладанием наиболее распространенных в океане пелагических осадков, образующихся в условиях очень слабого поступления терригенного материала (пелагические глины, фораминиферовые осадки и др.). Для П. характерны низкие скорости осадконакопления, содержание в осадках только тонкого терригенного материала, малое содержание ОВ, бедность донной фауны

ПЕЛИТИЗАЦИЯ — начальная стадия изменения полевых шпатов, главным образом калиевых, в результате их частичного замещения глинистыми минералами.

ПЕЛИТЫ — общее название осадочных пород любого состава и происхождения, сложенных более чем на 50 % частицами размером менее 0,01 мм.

ПЕЛОТАС НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (Пелотас Сантус) — протягивается вдоль юго-вост, атлантического побережья Бразилии (штаты Санта-Катарина, Риу-Гранди-ду-Сул) и Уругвая от Рио-де-Жанейро до Монтевидео. Промышленная нефтегазоносность установлена в 1971 г. НГО связана с псриконтинентальным прогибом, на северо-востоке граничит с НГО Эспириту-Санту, на юго- западе— с НГБ Рио-Саладо-Канело- нес, па западе — с Бразильской платформой (Восточно-Бразильский массив). Протяженность НГО 1650 км, ширина 200 км. Площадь. по одним данным 206, по_ другим—259 тыс км2, объем осадочного выполнения соответственно 412 и 1394 тыс км3 Докембрийские породы фундамента залегают на глубинах от 1—2 до 8 км и более. Осадочные отложения име-

ют мезозойский и кайнозойский возраст, мощи соответственно >>1,5 и 4 км

Нач. извл. ресурсы (при втором варианте определения объема бассейна): нефть более 600 млн т (94,5 % на море), конденсат 400 млн. т (100 % на море), газ 1100 млрд, м3 (97,7 % на море). Нефтегазоносность связана с кайнозойскими и мезозойскими песчаниками и известняками. Залежи пластовые сводовые и массивные, связанные с антиклиналями

ПЕМБИНА ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕС-. ТОРОЖДЕНИЕ— находится в Канаде в пределах Западно-Канадского прогиба, к юго-западу от г. Эдмонтон и приурочено к участку выклинивания меловых и более древних слоев на моноклинали, площадью 2100 км2. Открыто в 1953 г (нефть) и 1957 г. (газ). Основные запасы нефти и газа связаны с песчаниками меловых свит Кардиум и Викинг (пористость до 20—24 % и проницаемость до 0,07 мкм2). Продуктивны также трещиноватые аргиллиты юрского возраста и известняки миссисипского возраста, последние срезаны поверхностью предъюрского несогласия. Всего установлено 38 литологически и стратиграфически экранированных залежей, залегающих на глубинах 980—1870 м. Нач. извл. запасы нефти 232 млн. т, конденсата 11 млн. т, газа 45 млрд. м3. Пл нефти 0,815—0,850 (Кардиум). В 1974 г. добыча составляла 6,8 млн т нефти и 1,7 млрд м3 газа

ПЕНДЖАБСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена на севере Пакистана и в сев -зап. части Индии (штат Пенджаб). Охватывает зап. и сев склоны сев. выступа Индостанской платформы и окаймляющие их передовые прогибы на границе с Хазарской и Сулейман- ской горноскладчатыми областями Размеры области 680 X 150 км, площадь 118 тыс км2, объем осадочных выполнений 680 тыс. км3. Начало освоения 1915 г.

Фундамент слагают докембрийские кристаллические породы. Осадочная толща включает в себя верхний протерозой, кембрий и пермскую систему (2,0—2,5 км), триас и юрскую системы (1,5—2 км), палеоген-нео-

геновые и четвертичные отложения (до 5 км). С угловым несогласием выпадает из разреза большая часть палеозойской группы — олигоцен Верхний протерозой сложен глинами, ангидритами и каменной солью Палеозойские и мезозойские отложения представлены терригенно-кар- бонатными осадками, палеоген — глинисто-карбонатными осадками, а неоген и аптропоген— грубообломочными и песчано-глинистыми континентальными отложениями Верхняя часть этой толщи выделяется под названием Сивалик (мощи. 3,5 км) Перед Хазарской горноскладчатоп областью располагается Кохат-Пош вар.ский передовой прогиб. Он вытянут в восток-сев -вост, направлении, но на западе перед Сулейманскои горноскладчатой областью круто по ворачивает на юг, где его ограничивает поперечное поднятие (седлови па) Пезу, за которым на юг протягивается Предсулейма некий передовой прогиб. Вдоль юж. края Кохат- Пошварского прогиба протягивается соляной кряж, представляющий собой узкое блоковое поднятие Раз ведочное бурение было успешным n«i востоке, на платформенном склоне Кохат-Пошварского передового про гиба, в пределах Западно-Соанской впадины, осложненной антиклинальными складками с разрывами. Часть этих складок оказалась продуктив ной Нефть содержится в известняках палеоцена и эоцена и в песчаниках юры и кембрия Залежи пластовые сводовые, иногда дизъюнктивно и стратиграфически ограниченные. Вес го открыто восемь месторождс ний, в большинстве однопластовыс Самые большие из них Дулиап. Палкассар и Тут со средними и мелкими запасами. Общ. изйл за пасы нефти на начало 1978 i 38 млн. т Суммарная добыча неф ти (с 1915 г.) 18 млн. т. В 1977 j добыто 0,5 млн. т.

ПЕНЕПЛЕН — слабо всхолмленна поверхность, возникающая в резул! тате денудационного выравнивания и снижения водораздельных про странств относительно общего бази са эрозии. П. формируется на дисло цированном основании на меси древнего горного рельефа в условиях платформенного режима при дина

мическом равновесии эндогенных и экзогенных процессов. Образование П. приурочено обычно к завершающей фазе крупных тектонических циклов. П., как правило, фиксирован корой выветривания, возрастом которой и датируется.

ПЕННИН — см. хлориты.

ПЕНСИЛЬВАНСКАЯ СИСТЕМА (пенсильваний) — в США — геологическая система, залегающая па мис- сисипии и перекрытая пермью. По стратиграфическому объему примерно соответствует среднему и верхнему карбону схемы, принятой в СССР. Международным конгрессом по карбону утверждена в качестве верхнего отдела каменноугольной системы при двучленном его делении. ПЕНТАЛАН — см. цикланы.

ПЕНТАМЕТИЛЕНЫ — см. цикланы. ПЕНТАНАФТЕНЫ — см. цикланы.

ПЕНТАНЫ — алканы CsH12 гомологического ряда метана. Существуют три изомера П.: н-пентан (ТКИп = = 36,07 °C), метил бутан (ГКИп = = 27,95 °C) и диметилпропан (неопентан) с Ткип = 9,5 °C Все три изомера обнаружены в нефтях, в составе низкокипящих УВ из РОВ, а также в составе горючих газов Среднее содержание П. в нефтях 1,6%. Встречаются нефти, содержащие более 5 % П. Среди изомеров П. значительно преобладает я-пентан Горючие газы, как правило, содержат следы П. (менее 1,0%). При температуре 30° С и давлении 5 МПА коэффициенты распределения П между газовой и жидкой фазами около 0,04; т. е. в пластовых условиях, близких по температуре и давлению к названным выше, в жидкой фазе может находиться примерно 95 % пентанов П —сырье для получения изопреновых каучуков

ПЕПЕЛ ВУЛКАНИЧЕСКИЙ —см. породы пирокластические.

ПЕРВОМАЙСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ АСФАЛЬТИТОВ — расположено в 6 км к северо-востоку от ст. Правая Волга Куйбышевской области и приурочено к зап. периклинали Жигулевского вала (Волго- Уральская НГП). Месторождение состоит из нескольких залежей, отчасти выходящих на поверхность в береговом уступе р. Волга. Залежи битумов связаны с линзами и гнез

дами пористых, кавернозных и трещиноватых доломитов верхнего карбона, нижней и верхней перми, и средней юры. Мощность асфальтитоносных горизонтов (линз) варьирует от 1,5 до 25 м, содержание битума— от 4 до 14 вес. % (в среднем 4,4 вес. %). Асфальтит имеет пл. 1,086—1,096, Тразмяг 95—105 °C и содержит (%): масел 13,65—22,6, смол 22,3—44,15; асфальтенов 34,4—52,0, серы 3,42—6,25. Месторождение разведано в 1954 г., первоначальные балансовые запасы битумопосных доломитов 1876 тыс. т, битума 82,5 тыс. т. До 1962 г. месторождение разрабатывалось штольнями и шахтой, с 1962 г. законсервировано ПЕРЕГОНКА НЕФТИ (разгонка, дистилляция, фракционирование) — процесс термического разделения нефти на фракции (дистиллаты) по температурам кипения входящих в ее состав соединений. При промышленной П н обычно получают бензины, лигроины, керосины, реактивные и дизельные топлива, мазуты и котельные топлива. Фракции и остатки П. н. используются непосредственно или в качестве сырья для вторичных процессов переработки нефти— крекинга, пиролиза, риформинга и др.

В лабораторных условиях стандартная П. н. (ГОСТ 2177—82 и ГОСТ ПОП—85) с целью оценки технологических качеств нефти производится в аппаратах ГОСТ 1392—63 и АРН-2 Для лабораторной П. н. используются также аппараты типа ЦИАТИМ, ЦИАТИМ-58а и др Фракции, выкипающие до 200 СС, обычно перегоняются при атмосферном давлении, фракции 200—300 — при остаточном давлении 0,7— 1,3 кПа, фракции выше 300 — при 0,1—0,4 кПа. При этом, как правило, отбираются следующие фракции (°C)' от начала кипения до 65, 65— 95, 95—122; 122—150; 150—200, 200—250; 250—300; 300—350 (пределы выкипания последних трех фракций приводятся к нормальному давлению по специальным номограммам). П. н. под глубоким вакуумом (0,1—0,4 кПа) из колбы Клайзена, ранее широко применявшаяся в нефтяных лабораториях, дает возможность разогнать нефть на 50°-ные

фракции до 500—550 °C. Однако при этом возможны значительные неконтролируемые изменения состава высших фракций за счет термической деструкции высокомолекулярной части нефти Поэтому этот вид П н в настоящее время не находит применения в исследовательской практике. Модифицированный вариант такой П н, осуществляемый в аппарате ЛРН-2, используется только для получения технологических характеристик нефти ПЕРЕКРИСТАЛЛИЗАЦИЯ — процесс роста (укрупнения) кристаллических зерен, слагающих горную породу, без изменения их минерального состава, либо с небольшими изменениями его за счет перехода неустойчивых, метастабильпых модификаций вещества в устойчивые. В осадочных породах П может быть диагенетической (в осадке, с перераспределением вещества иловыми водами) и эпигенетической (в плотной породе, под воздействием давления, температуры и др. факторов, с нередким полным уничтожением первоначального структурного облика породы). Влияние П на пористость осадочных пород (в первую очередь карбонатных) неоднозначно

ПЕРЕРЫВ — зияние в последовательности отложений, отсутствие фиксации событий тех или иных геологических эпох в виде соответствующих осадков Это зияние, в отличие от диастемы, вызывается такой последовательностью событий прекращение осадконакопления — уничтожение денудацией некоторого объема накопившихся осадков — возобновление осадконакопления Если в течение П. формируются какие-либо тектонические дислокации, то после возобновления осадконакопления образуется несогласие Существенно, что после П. характер процесса осадконакопления изменяется

ПЕРИДОТИТ — см породы изверженные

ПЕРИКЛИНАЛЬ — окончание антиклинали, где происходит замыкание слоев, образующих складку, а шарнир испытывает погружение

ПЕРИКРАТОН — см прогиб пери- кратонный

ПЕРИЛЕН — пятициклический арен С20Н42, хорошо растворим в хлороформе, .хуже в бензоле Г™ = 273 °C

При нагревании до 350—400 °C возгоняется 11. обнаружен в почве и каменноугольной смоле В нефтях П обнаруживается в крайне низких концентрациях В ОВ пород концентрация П. тем выше, чем больше в нем доля гумусовой состав ляющей С возрастом отложений и от осадков мелководно-прибрежных фациальных зон к глубоководным зонам бассейна содержание П. в РОВ обычно снижается

ПЕРИОД — единица геохронологической шкалы, соответствующая вре меии накопления отложений сисге мы Продолжительность П. (за не ключением четвертичного) составляв! несколько десятков миллионов лет Название П образуется от названия соответствующей системы

ПЕРМСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ —представляет собон сложную платформенную впадину в юж части США (штаты Техас и Нью-Мексико). Приурочена к юго зап. окраине Севсро-Американскси платформы и примыкает с запада к Скалистым горам, отделяясь от пи\ рядом глыбовых выступов в фунда менте На юго-востоке от краево, части впадины Мексиканского залп ва отделена выступом фундамент.! Льяно и Уичита-Марафонским поя сом структур На севере границеп служит субширотная горстово-апгп кливальная система Уичито-Амари i

ло. Замкнутость неполная — возможен приток УВ в верхнем палеозое из Мексиканской впадины Открытие первого месторождения сделано в 1912 г.

Впадина приблизительно изометрической формы, площадью 365 тыс км2 и объемом осадочного выполнения 1,16 млн. км3 В подавляющей части это палеозойские образования. Мощность плаща мезозойских и неогеновых отложений до 1100 м Глубина залегания докембрийского фундамента до 8,0 км. Причем разрез палеозоя достигает 700 м по мощности, и примерно половина ее приходится на пермские образования. В разрезе преобладают морские отложения — 87 %, а среди них карбонатные — 48 %. Нередки поребениые рифы. Для верхней перми характерно преобладание эвапоритов, ангидриты, соли, переслаивающиеся с доломитами и глинами Крупные региональные перерывы отмечаются в нижнем силуре, в основании миссисипия и Пенсильвания, а также в нижнем триасе, юре, палеогене.

Впадина сильно расчленена Субмеридиональное поднятие центральной платформы делит бассейн на две части: впадину Делавэр на западе и впадину Мидленд на востоке Свод Озона отделяет последнюю от ее юж. продолжения — впадины Вал- Верде. Северо-восточнее Мидленда располагается подковообразный рифовый атолл Хорсшу Севернее его субширотная зона поднятий Мата- дор-Ред-Ривер отделяет впадины Та- камкери, Поло-Дуро и Хардеман, примыкающих с юга к поднятиям Уичито-Амарилло В вост части господствует свод Бенд, связанный с поднятием «Пьяно. Большинство границ между этими крупными структурами осложнены взбросами, локальными поднятиями, погребенными эрозионными выступами и рифами Локальные поднятия характеризуются разнообразием формы и размеров, часто асимметричны. Многочисленные залежи контролируются как антиклинальными структурами, так и литолого-стратиграфическими ловушками, в меньшей степени связаны с моноклиналями Нефтегазоносными комплексами являются кембрийско-девонский, миссисипско-пен-

сильванскин, пермский и триасовомеловой.

Нефтегазоносность связана в основном со средней и верхней частью пермских образований (около 70 %). Здесь нефтегазоносны песчаники, известняки, доломиты Региональной покрышкой служат соли свиты Очоа, ангидриты и глины Гваделупа и Леонард Второе место по продуктивности занимают региональные пенсильванские известняки, перекрытые глинами Вулфкемп. Известняки, доломиты, песчаники девона, силура, ордовика, кембрия имеют подчиненное значение для добычи Зоны преимущественного газопакопления связаны с глубокозалегающими известняками ордовика и с наиболее приподнятой частью Центральной платформы (пермские песчаники). Основные нефтеносные зоны связаны с вост, и сев бортами впадины Делавэр, прибортовыми частями Мидленда, зап. и вост оконечностями поднятий Матадор-Ред-Ривер, сев моноклиналью свода Бенд, рифами Хорсшу и др

В настоящее время в провинции насчитывается более 5,5 тыс. нефтяных и газовых месторождений с общими начальными доказанными извлекаемыми запасами нефти 5,75 млрд т, газа — 2,8 трлн, м3 Крупнейшие нефтяные месторождения (свыше 100 млн т извлекаемых запасов) Нейте и Спайдер, газовые— Джалмат-Юмонт, Паккет, Гомез, Канзас Пермскую провинцию среди платформенных бассейнов США отличает наивысшая плотность начальных потенциальных геологических ресурсов УВ как по площади (86 тыс т/км2), так н на единицу объема пород (27 тыс т/км3) ПЕРМСКАЯ СИСТЕМА (пермь) — шестая (верхняя) система палеозоя Залегает на каменноугольной системе, перекрывается мезозоем Подразделяется на два, иногда на три отдела. Биостратиграфическое расчленение пермской системы основано главным образом на гониатитах и фузулинидах Однако ограниченное распространение фузулиновых и особенно гониатитовых фаций, а также широкое развитие неморских отложений поивело к разработке большого числа региональных ярусных

ТАБЛИЦАП2

Сопоставление схем подразделения пермской системы Европы и Сев. Америки

Русская платформа и Урал

Зап. Европа

Техас (США)

Отдел

Подотдел

Ярус

>3

5

§

Верхний

Татарский

Цехихтейн

Очоа

Нижний

Казанский

Гваделупа

Кэпитзн

Уфимский

Ворд

*

Верхний

Кунгурский

Артинский

Леонард

Вулфкемп

Нижний

Сакмарский

Ассельский

схем, часть которых приведена в табл. П.2. Для сопоставления континентальных отложений перми большое значение имеют флористические остатки.

Пермские отложения содержат крупные залежи нефти и газа в Сев. Америке, в Европе и на Ближнем Востоке (до 2 % мировых геологических запасов нефти и более 25 % запасов газа). См. ресурсы прогнозные.

ПЕРМСКИЙ ПЕРИОД — заключительный период палеозойской эры, продолжительность которого оценивается в 40—55 млн. лет (обычно 45 млн. лет). П. п. характеризуется мощными тектоническими движениями и активной магматической деятельностью, связанными с заключительными фазами герцинской складчатости. В П. п. сформировались мощные горные хребты Центральной Азии, Уральская и Аппалачские горные страны. П. п. — один из наиболее теократических в истории Земли. В обширных лагунных и соло- новатоводных бассейнах накапливались эвапориты, доломиты, ангидриты, гипсы, каменная и калийная соли. Очень характерны также пестроцветные и краспоцветные породы, а в Гондване — тиллиты — следы

горного оледенения. В областях с влажным климатом шло интенсивное угленакопление.

Животный мир пермского периода состоял из многих групп, закончивших свое существование в палеозое— фузулинид, гониатитов, трилобитов, многих групп брахиопод, мша нок, кораллов. Очень разнообразны насекомые, наземные животные представлены стегоцефалами и теромор- фами. В морях широко paenpoetpa- нялись ганоидные рыбы и акулы Очень дифференцированна пермская флора, представленная кордаитовоп тайгой в Гондване и Ангариде и теплолюбивой флорой, распростра ненной в Европе и Сев. Америке ПЕРТ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — находится в юго-зап. ча сти штата Зап. Австралия и на при летающей акватории Индийскою океана. В тектоническом отношении представляет собой асимметричны и неполный грабен. Размеры области 320ХЮ50 км, площадь—237,5 тыс. км2 Объем осадочного выполнения 712,5 тыс. км3, вытянута в меридиональном направлении. Разведочное бурение начато в 1958 г. Первое от крытие сделано в 1964 г.

Фундаментом является докембрии ский комплекс изверженных и мета

морфических пород. Осадочная толща имеет мощн. более 10 км. Она включает в себя геологические системы от ордовика до антропогена. Отложения ордовика и силура, ар- тииского яруса пермской системы, верхнего триаса, средней и верхней юры являются континентальными, осадки остальных стратиграфических подразделений — морские. В толще мезозоя и кайнозоя имеются перерывы. Пермские отложения залегают на ордовике и силуре, а мезозой на пермской системе. Область Перт отделена от Южно-Австралийского щита разломом Дарлинг и рассечена менее протяженными продольными разломами, осложняющими тектоническую структуру осадочного чехла. Последняя в палеозое характеризуется вытянутыми антиклинальными складками с докембрийским комплексом в ядрах, выходящим местами на поверхность, и разделяющими их синклиналями. Мезозойские отложения, несогласно перекрывающие палеозойские структуры, дислоцированы менее интенсивно. Для них характерны брахиантиклинальные структуры.

В области открыты семь месторождений, из них два — нефтяных. Продуктивные горизонты находятся в нижнем отделе пермской системы, в нижнем триасе и в нижней юре. Коллекторы представлены песчаниками, а покрышки — глинистыми сланцами. Залежи связаны с брахи- антиклиналями, часто нарушенными разрывами, и относятся к пластовому сводовому типу, литологически ограниченны. Выделяется по запасам газа месторождение Дангарс (14 млрд. м3). Остальные газовые и нефтяные месторождения являются мелкими ПЕРФОРАЦИЯ СКВАЖИНЫ — операция, проводимая в скважине при помощи специальных стреляющих аппаратов (перфораторов) с целью создания в обсадной колонне отверстий, служащих для сообщения между скважиной и пластом- коллек^ором. Эти отверстия используются как для извлечения пластового флюида, так и для закачки в пласт или затрубное пространство воды, газа, цемента и др. агентов. Применяется также перфорация при

хваченной бурильной колонны с целью восстановления циркуляции. Основной вид П. с. — кумулятивный, а пескоструйная и пулевая перфорация применяются редко. Обычно в обсадной колонне делается десять отверстий на один метр.

ПЕСОК — несцементированная обломочная осадочная порода, сложенная обломочными частицами преимущественно (>50%) песчаной размерности (0,1—1,0 мм). Различают П мелкозернистый (0,1—0,25 мм), среднезернистый (0,25—0,5 мм) и крупнозернистый (0,5—1,0 мм). П. обладает высокой межзерновой пористостью и проницаемостью и является прекрасным коллектором.

ПЕСТРОЦВЕТНАЯ СВИТА — распространена в вост, части Сибирской платформы. Представлена пестроцветными плитчатыми известняками, мергелями и доломитами. Мощн от 30 до 250 м. Охарактеризована трилобитами, хиолитами, археоциатами Относится к нижнему кембрию С карбонатными коллекторами свиты связываются перспективы нефтегазоносности

ПЕСТРОЦВЕТЫ— см. окраска осадочных пород.

ПЕСЧАНИК МОНОМИНЕРАЛЬНО- КВАРЦЕВЫЙ — песчаник, состоящий более чем на 90 % из кварца. Образуются в результате многократного переотложения обломочного материала и потому, как правило, характеризуются хорошей окатапио- стью и сортировкой зерен*и низким содержанием глинистого цемента. Благодаря этим чертам обладают высокой поровой проницаемостью, высокой нефтеотдачей и т. д. П м.-к. являются чрезвычайно широко распространенными коллекторами нефти и газа, особенно на древних платформах Из всех типов коллекторов П м -к сохраняют хорошие коллекторские свойства до наибольшей глубины и в наиболее древних отложениях (девон Русской платформы, венд Сибирской платформы, кембрий Алжирской Сахары и др.). П м-к. нередко имеют высокую поровую проницаемость (десятые доли мкм2) даже при низкой открытой пористости (5—10 %).

ПЕСЧАНИК ОЛИГОМИКТОВОКВАРЦЕВЫЙ — содержащий 70—

90 % кварца Обычно чередуются в одних осадочных толщах с моно минерально-кварцевыми песчаниками и, так же как они, часто являются коллекторами промышленных месторождений нефти и газа

ПЕСЧАНИК ПОЛИМИКТОВЫЙ — песчаник, состоящий из нескольких, различных по составу обломочных компонентов, в противоположность олигомиктовому песчанику с резким преобладанием одного компонента (кварца). Наиболее удобно пользоваться этим термином как собирательным, включающим в себя песчаники любого состава (т. е аркозы, граувакки и литокласты), кроме кварцевых (мономинералыю-кварце- вых и олигомиктово-кварцевых).

ПЕСЧАНИКИ — обломочные сцементированные осадочные породы со средним размером зерен от 0,1 до 1,0 мм (сцементированные пески) Классификации П проводятся по ряду главных признаков. По размеру зерен выделяются П. мелкозернистые (0,1—0,25 мм), среднезернистые (0,25—0,5 мм), крупнозернистые (0,5—1,0 мм) При сочетании нескольких фракций П называются, например, крупно-среднезернистыми, причем последним ставится преобладающий размер. Другим классификационным признаком является степень сортировки и окатанности, которые могут выражаться качественно (хорошая, плохая и др) или с помощью цифровых характеристик (см. состав гранулометрический). По вещественному составу П классифицируются на мопоминерально-кварце- вые, олигомиктово-кварцевые, аркозы, литокласты и граувакки

ПЕСЧАНИСТЫЙ, ПЕСЧАНЫЙ — указание па присутствие в осадочной породе песчаного обломочного материала в количествах соответственно 5—25 и 25—50 %

ПИЗОЛИТЫ — см оолиты ПИКОТИТ — минерал изверженных пород, (Fe, Mg) (Al, Сг, Fe)2O4 Тв 7,5—8 Пл 3,6—4,6 В осадочных породах аллотигенный акцессорий (см минералогия терригенная)

ПИКО ФОРМАЦИЯ—распространена в Калифорнии (США). Представлена песками, песчаниками, алевролитами, глинами Мощи от 100 до 1500 м. Относится к плиоцщгу.

Основной нефтеносный горизонт в бассейне Вентура. Промышленно нефтеносна в бассейне Лос-Анджелес

ПИКРИТ — см. породы изверженные

ПИКЧАД-КЛИФФС ФОРМА

ЦИЯ — распространена в бассейне Сан-Хуан (США). Представлена песчаниками и сланцами Мощи, до 30 м. Относится к верхнему мелу (верхняя часть серии Монтана) Промышленно газоносна Является третьим по значению газоносным продуктивным горизонтом на месторож дении Бланко-Месаверде.

ПИЛЕНГСКАЯ СВИТА — распространена в вост, части о Сахалин Представлена переслаиванием кремнистых и опоковидных алевролитов и аргиллитов с прослоями опок, песчаников, пепловых туфов Мощи oi 600 до 1200 м Охарактеризована моллюсками, форампииферами, диатомеями, радиоляриями Возраст миоцен Промышленно нефтеносна ПИРИДИН — см соединения орга нические азотсодержащие

ПИРИТ — минерал, FeS2. Тв. 6—6,5 Пл 4,9—5,2. Самый распространенный аутигенный минерал тяжелой фракции осадочных пород. Встречается в рассеянном состоянии или в виде конкреций Образуется в вое становительной среде при достаточном количестве в водах ионов [SOJ2- или [S]2“. Чаще всего П - диагенетический минерал, но нередко и эпигенетический Поскольку при диагенетическом образовании П восстанавливается как железо (Fe3^ ->-Fe2+), так и сера (S6+-^S2-), требуется значительно больший расход восстановителя (органического вещества), чем при образовании сидерита, когда восстанавливается только железо, что важно учитывать при расчете диагенетических потерь ОВ. Эпигенетическая пиритизация нередко наблюдается в породах, непосредственно примыкающих к неф тяным залежам* на ВПК или в покрышках

ПИРОБИТУМЫ — термин, применяв шийся в старых классификациях для обозначения неплавкого нерастворн мого органического вещества горю чих ископаемых, приобретающею растворимость в результате термине-

скоро разложения В настоящее время термин П применяют иногда в зарубежной литературе как групповое название для обозначения углеподобных битумов классов керитов, антраксолитов

ПИРОКСЕНИТ — см породы изверженные

ПИРОКСЕНЫ — минералы, силикаты с цепочечной структурой и общей формулой цепочки кремнекислородных тетраэдров [5Юз]2—- Породообразующие минералы основных и ультраос- новных изверженных пород Тв. 5—6 Пл 3—3,5 В осадочных породах аллотигенпые, изредка встречаются как акцессорные. Неустойчивые (см минералогия терригенная) Наиболее распространенные П . бронзит"— гиперстен (ромбические), диопсид-геденбергит, авгит, эгирин ПИРОЛИЗ — превращение органических соединений с одновременной деструкцией под действием высокой температуры. Помимо деструкции при П. возможны вторичные реакции изомеризации, конденсации и т. д. В применении к нефти и ее фракциям П. иногда называют крекингом Температура П. определяется термической стабильностью органических соединений Для некоторых групп органических соединений П может протекать при комнатной температуре. П ископаемого ОВ осуществляется обычно при температуре несколько сотен градусов Цельсия. П является одним из процессов переработки нефти и ее тяжелых фракций с целью получения разнообразного химического сырья, топлив и масел. Естественный пиролиз разных форм ископаемого ОВ, вероятно, возможен в условиях контактного метаморфизма. В современной аналитической практике широко применяется П сложных органических соединений, в том числе нерастворимого РОВ пород, как один из методов изучения их структуры по составу образовавшихся жидких и газообразных продуктов. Существуют методы приближенной оценки пефтегене- рационного потенциала РОВ пород, основанные на допущении, что выход горючих продуктов П нерастворимого РОВ тем больше, чем выше способность этого РОВ генерировать жидкие и газообразные УВ.

ПИРОЛЛ — см соединения органические азотсодержащие

ПИРОЛЮЗИТ — минерал, МпО2. Тв 6—6,5 Пл. 4,7—5,0. В осадочных породах аутигенный. Важнейшая руда марганца.

ПИРОНАФТОИДЫ — см. нафтоиды. ПИРОП — см. гранаты.

ПИРОПИССИТ—разновидность смоляного липтобиолита, состоящая главным образом из смоляных и восковых тел и некоторого количества пыльцы. Имеет светло-желтую или палевую окраску, легко загорается, содержит >50 % растворимых в бензоле веществ—монтанвакса. Характеризуется высоким (порядка 60 %) выходом первичной смолы. Встречается в виде тонких слоев и линз в пластах кайнозойских землистых бурых углей Вост. Украины и ГДР.

ПИС-РИВЕР МЕСТОРОЖДЕНИЕ БИТУМОВ — расположено в бассейне среднего течения р. Пис-Ривер (Альберта, Канада). Месторождение контролируется гигантской литологостратиграфической ловушкой на моноклинальном склоне одноименного поднятия, связанной с выклиниванием нижнемеловых континентальных песчаников группы Менвилл (свита Блускай Гетинг), залегающих на эродированной поверхности пермских, триасовых и юрских отложений в периферической части Западно-Канадской НГМП. Глубина залегания продуктивной толщи 450— 800 м, эф мощн. 14,3 м, ср. битумо- насыщепность 7,25 вес. %, площадь залежи 6,9 тыс. км2, пл битума 0,916—1,015, содержание серы 5,8— 6,5 %. Геологические запасы 14,6 млрд т. На месторождении осуществляется проект по промышленной добычи битумов методом парового вытеснения с циклической пульсацией давления

ПЛАГИОКЛАЗЫ — группа полевых шпатов, минералы, образующие непрерывный изоморфный ряд альбит Na[AlSi3O8] — анортит Ca[A12Si20sL Шесть основных разностей имеют собственные названия в зависимости от доли анортитовой молекулы (%): альбит (0—10), олигоклаз (11—30), андезин (31—50), лабрадор (51 — 70), битовнит (71—90), анортит (91—100). Тв. 6 Пл 2,62—2,76.

П. — породообразующие минералы многих изверженных и метаморфических пород, наиболее распространены в породах среднего и основного состава. П. в осадочных породах ал- лотигенные, но в зонах катагенеза и метагенеза возможна альбитизация, состоящая в постепенном уменьшении в П. доли анортитовой молекулы. Кроме альбитизации характерно замещение П различными глинистыми минералами, чта в целом ухудшает коллекторские свойства песчаных пород. П. широко распространены в обломочных породах, особенно в средних аркозах.

ПЛАНИРОВАНИЕ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ (принципы и основные задачи) —система научно обоснованных правил и положений, которые кладутся в основу управления и организации геологоразведочного производства. Одним из основных является принцип непрерывности планирования, который предполагает составление взаимоувязанных долгосрочных, среднесрочных и краткосрочных (текущих) планов развития нефтяной и газовой промышленности.

Долгосрочное планирование предусматривает выбор главных направлений изучения недр и оценку потенциальных ресурсов нефти и газа, исходя из концепции их рационального использования обществом в будущем и требований охраны недр и окружающей среды. При этом учитываются возможные сдвиги в структуре народного хозяйства, в топливно-энергетическом и сырьевом балансах, намечаются пути научно-технического прогресса и использования его достижений в отрасли. Долгосрочный план, отражая общие темпы подготовки запасов, характеризует в укрупненном виде объемы работ, возможные затраты и распределение их по перспективным регионам.

Среднесрочный (пятилетний) план является этапом долгосрочного и представляет собой главную форму планирования геологоразведочных работ. В пятилетних планах с геологических и экономических позиций обосновываются главные направления геологопоисковых и разведочных работ, предусматривающие изучение

строения и оценку перспективности территорий и акваторий, поиски и разведку месторождений, устанавливаются задания по приросту запасов категорий В 4- Сь определяются виды, методы и объемы работ в натуральном и стоимостном выражениях. В процессе среднесрочного планирования осуществляется корректировка основных положений долгосрочного плана в соответствии с меняющимися представлениями о строении и перспективности отдельных регионов, ожидаемой эффективности геологоразведочных работ и общими экономическими условиями.

Краткосрочные (годовые, полуго довые и т. п.) планы конкретизируют и детализируют годовые рубс жи пятилеток. Они содержат уточ ненные геологические задания по каждому предприятию и организа ции, по каждому месторождению, разведочной площади па основе по вых геологических данных. Усланав ливаются конкретные объемы и нс точники финансирования геологора < ведочных работ и др. утверждаемые и расчетные показатели.

Основным принципом перспектив ного планирования запасов нефти и газа, обеспечивающим непрерывное!и их восполнения, является опереже ние (во времени и по темпам) пош кового этапа геологоразведочных ра бот. Региональные работы, выявл< ние ловушек и поиски месторожде нпй должны вестись в таких обь емах и с такой эффективностью, ко торая обеспечивает выбор наиболее перспективных объектов для подю товки промышленных запасов в за планированном количестве и с нап меньшими затратами. Вероятностным исход геологоразведочных pa6oi, ограничения финансовых и матери ально-технических ресурсов опредс ляют необходимость многоварианч ных плановых расчетов. Проработка нескольких альтернативных варпап тов позволяет не только выбран, оптимальный, но и подготовиться к возможным отклонениям от ожи даемых результатов. (См. показате ли планов геологоразведочных ри бот).

ПЛАНКТОН — растительные (фитопланктон) и животные (зоопланктон) организмы, обитающие в толще воды.

пассивно перемещающиеся под влиянием течений. П. обитает как в океанических и морских бассейнах, так и в пресноводных и составляет подавляющую часть биомассы Земли. Его биопродуктивность в 10 раз превышает продуктивность всех остальных морских организмов. П. играет особую роль в морской биоте, являясь началом многих пищевых цепей. Массовое захоронение планктонных организмов на дне морских водоемов приводит к формированию битуминозных отложений (сланцев, известняков, аргиллитов).

ПЛАСТ — геологическое тело, характеризующееся более или менее однородным вещественным составом и имеющее резко уплощенную форму (мощность П. на несколько порядков меньше его протяженности). Термин обычно применяется для обозначения тел экзотического состава, в первую очередь тел полезных ископаемых (П. угля, нефтеносные П., П. осадочных руд, соли и т. п.). Некоторые геологи считают термин П. синонимом слоя, что не вполне точно, так как П. часто объединяет несколько слоев (например, сложные угольные П.).

ПЛАСТ ВОДОНОСНЫЙ - пласт (слой), насыщенный гравитационной водой. П. в, залегающий между относительно непроницаемыми породами, называется напорным, а не имеющий относительно непроницаемого перекрытия — безнапорным. П. в. — минимальная по мощности единица гидрогеологической стратификации разреза осадочных горных пород.

ПЛАТОНОВСКАЯ СВИТА — распространена на Сибирской платформе. Представлена доломитами глинистыми и песчанистыми. Нижняя часть свиты обогащена песчанистыми доломитами, в верхней части преобладают массивные и глинистые доломиты. Мощн. от 250 до 500 м. Охарактеризована строматолитами, проблематикой. Относится к венду — низам кембрия. Содержит залежи газа.

ПЛАТФОРМА — основной структурный элемент континентов, противопоставляемый геосинклиналям, имеющий площадь от сотен тысяч до нескольких миллионов км2. В строении П. обычно участвуют два структурных этажа. Нижний (фундамент)

сложен метаморфическими и вулканогенными осадками геосинклиналь- ного типа, прорванными интрузиями. Верхний этаж (платформенный чехол) представлен осадочными, реже вулканогенными породами мощн. 3—7 иногда до 9 км (в авлакогенах и краевых системах больше 9 км). Пологое залегание пород чехла осложняется малоинтенсивными структурами различных порядков. Более интенсивная складчатость на платформах наблюдается: 1) во впадинах, содержащих соленосные отложения; 2) в окраинных частях вблизи смежных складчатых областей; 3) в авлакогенах; 4) на участках, примыкающих к крупноамплитудным разломам фундамента.

Различают древние П., фундамент которых сложен комплексами, претерпевшими складчатость до начала палеозоя, и молодые П. со складчатым фундаментом палеозойского возраста. Иногда чехол П. отделяется от фундамента промежуточным комплексом. В пределах П. местами отмечается магматическая деятельность, но в значительно меньших масштабах, чем в геосинклиналях. Продукты магматизма здесь сравнительно однообразны и представлены преимущественно производными базальтовой (щелочно-базальтовой) магмы. Сейсмическая активность на П. резко понижена по сравнению с геосинклиналями, однако в районах, примыкающих к крупным разломам и вблизи соседних геосинклинальных областей, она весьма значительна. Геотермический градиент на П. в 2— 4 раза меньше, чем в геосинклиналях. На молодых П. он выше, чем на древних. Границы П. обычно не согласуются с направлением складчатых структур фундамента, а соответствуют простиранию соседних геосинклиналей. Границы П. могут быть резкими (краевые швы) либо весьма расплывчатыми (краевые прогибы). В качестве крупнейших структур П. выделяются щиты и плиты: последние содержат значительные запасы нефти и газа. Все перечисленные выше признаки свойственны континентальным П., характеризующимся мощн. земной коры 30—60 км Наряду с последними существуют платформы океанические, морфологически

выраженные участками океанического дна с плоским рельефом. Мощность земной коры здесь не превышает 5—7 км, в се составе отсутствует гранитный слой, а мощность осадочного слоя незначительна, что резко снижает перспективы нефтегазоносности этих территорий Примеры древних П Восточно-Европейская (Русская), Сибирская, Африканская. Из молодых П можно указать Западно-Европейскую, Турано- Скифскую

ПЛАТФОРМА АКТИВИЗИРОВАННАЯ — платформа или ее часть, переработанная интенсивными тектоническими движениями, которые по скорости и контрастности соизмеримы с движениями складчатых областей. В результате их на месте стабильных и относительно выровненных платформенных структур формируются горноскладчатые сооружения Для П. а. характерно развитие глыбовых, нередко очень высоких гор и горных систем, расчлененных межгорными впадинами и прогибами. Складчатость пород платформенного чехла и молассы в межгорных впадинах слабая и умеренная или более интенсивная вдоль разломов. Блоки поднятий и впадин отделены разломами чаще сбросового типа, а по периферии области активизации нередко и надви- гового типа. В отрицательных структурах П. а. часто содержатся крупные месторождения нефти и газа Наиболее известны нефтегазоносные области межгорных и предгорных впадин Скалистых гор Сев Америки (Грин-Ривер, Уинд-Ривер, Биг-Гори, Паудср-Ривер и др), а в пашей стране — впадины Средней Азии (Ферганская и др ).

ПЛАТФОРМА ДРЕВНЯЯ — платформа, заложенная на дорифейской геосинклинали. Фундамент сложен древними метаморфизованными образованиями, смятыми в складки в архейское и раннепротсрозойское время Фундамент перекрывается слабо деформированным осадочным чехлом протерозойского и более молодого возраста Мощность земной коры на ГЕд. составляет 35—50 км. Осадочный чехол отделяется от фундамента резко выраженным региональным несогласием. Разница между временем становления фундамента и началом

отложения чехла иногда измеряется сотнями миллионов лет. Строение чехла древних платформ по многим признакам (степень тектонической дислоцированности, интенсивность глубинных движений, размеры и форма крупных структур, характер складчатости) сходно с молодыми платформами. В отличие же от молодых платформ, П д. образуют цельные глыбы материковой коры, структуры чехла, как правило, новообразованные и не соответствуют внутренней структуре фундамента.

П д. разделяют на платформы гондванского и лавразийского типов Первые расположены в юж. полушарии (Бразильская, юж. часть Африканской, Индийская и Австралийская) и характеризуются преобладанием поднятий над погружениями, следствием чего является ограниченное распространение осадочного чехла. Платформы лавразийского типа расположены в сев полушарии (Восточно-Европейская, Северо-Американская, отчасти Сибирская) и характеризуются преобладанием погружения и господством шельфовых морей. В их пределах нередко возникали грабенообразные прогибы. Магматическая деятельность на П. д развита слабо (за исключением Сибирской платформы на границе палеозоя и мезозоя). П. д. заключают в своем чехле не менее половины выявленных запасов нефти и газа и большую часть запасов твердого битума (Восточно-Европейская, СевероАмериканская, Африканская платформы).’

ПЛАТФОРМА МОЛОДАЯ—платформа, образовавшаяся на каледонском (П эпикаледонская, например вост, часть Арктического бассейна), герцинском (П эпигерцинская) и, возможно, мезозойском (П. эпиме- зозойская) складчатом основании. К этой же категории нередко относят платформенные территории, сформированные на гетерогенном фундаменте с фрагментами байкалид (эпи- байкальские П.).

П. м. сходны с древними по: 1) степени тектонической дифференцированности; 2) интенсивности глубинных движений; 3) размерам и форме крупных структур; 4) характеру складчатости. П м. отличаются от

древних тем, что: 1) не образуют самостоятельных глыб материковой коры, а обрамляют древние платформы или заполняют промежутки между ними; 2) структуры чехла обычно наследуют внутреннюю структуру фундамента. Мощность земной коры в пределах П. м. составляет 30— 50 км. Граница между чехлом и фундаментом здесь часто нечеткая из-за присутствия промежуточного комплекса, поэтому П м. могут приобретать трехъярусное строение. Осадочный чехол П. м. осложнен многочисленными разномасштабными структурами, часто содержащими значительные скопления нефти и газа. Примеры: Западно-Сибирская, Западно-Европейская, Восточно-Австралийская платформы.

ПЛАТФОРМА ОКЕАНИЧЕСКАЯ— океаническая площадь, ограниченная по периферии внешними краями глубоководных желобов (структур современных геосинклиналей), материковыми подножиями и системами срединно-океанических хребтов. Морфологически П. о выражены сочетанием плоских глубоководных равнин, впадин, котловин и желобов, подвижных плато, отдельных поднятий. Земная кора П. о. принадлежит к океаническому типу и имеет трехслойное, реже двухслойное строение. Нижнюю часть земной коры составляет «базальтовый» (третий) слой (средняя скорость продольных сейсмических волн 6,7 км/с) мощн. 4—6 км, среднюю часть — надбазальтовый (второй) слой (скорость 5—5,5 км/с) мощн. 1—3 км, верхнюю часть — осадочный (первый) слой (скорость 2— 2,5 км/с), мощностью от нескольких десятков метров до 600—900 м на периферии П о. Третий слой («базальтовый») сложен эффузивными и интрузивными породами основного и ультраосновного состава; второй слой образован предположительно вулканогенными породами и частично уплотненными осадочными породами; первый слой сложен преимущественно тонкими илами, глинами, кремнистыми, карбонатными осадками. Сейсмическая и тектоническая активность наиболее интенсивно проявляется вблизи срединно-океанических хребтов и современных геосинклиналей. Вулканизм распространен на

значительных площадях. П. о. богаты полезными ископаемыми. Наиболее известны железо-марганцевые конкреции, устилающие поверхность П. о. на больших пространствах.

ПЛ ИТА — крупнейшая отрицательная структура платформ, противопоставляемая щиту. П. сочленяется со щитами посредством флексур и протяженных моноклиналей и имеет двухъярусное строение. Нижний ярус — кристаллический (П. древних платформ) или складчатый (П. молодых платформ) фундамент, верхний — платформенный чехол. Часто между двумя указанными ярусами получает развитие промежуточный комплекс. По темпу развития выделяются подвижные и устойчивые П. В качестве первых выступают части платформ, характеризующиеся большим размахом нисходящих тектонических движений и в связи с этим имеющие более мощный чехол. Структурные формы, осложняющие их, более резкие, многочисленные, часто нарушенные разрывами. Нередки проявления магматизма. Устойчивые плиты менее осложнены структурными формами, прогибание в их пределах слабое, а разрывные дислокации редки (например: Русская, Северо-Американская плиты). С плитами молодых и древних платформ связано значительное число месторождений нефти и газа (Западно-Сибирская, СевероАфриканская плиты).

ПЛОЙЧАТОСТЬ — очень мелкая складчатость, гофрировка в слоях осадочных и метаморфических пород, возникающая в результате пластических деформаций. В осадочных породах П. характерна для солей, сульфатов.

ПЛОТНОСТЬ (объемная масса) — масса единицы объема тела, т. е. отношение массы тела в состоянии покоя к его объему. Единица измерения П. — килограмм на кубический метр (кг/м3). В технике часто используют безразмерную величину относительной П., представляющую собой отношение П. исследуемого вещества к П. стандартного вещества. Обычно в качестве стандартного вещества для твердых и жидких тел принимают воду при температуре 4 °C. В СССР относительную П нефтей и нефтепродуктов определяют

при 20 СС и относят к П. воды при 4 °C. Относительная П в этом случае обозначается pi0 (в литературе встречаются обозначения dXQ и реже У4°). В США и Англии П. определяют при 15,56°C (60°F).

ПЛОТНОСТЬ ГОРНОЙ ПОРОДЫ — масса единицы объема абсолютно сухой горной породы, измеряется в кг/м3, г/см3 Так как плотность минерального скелета горных пород изменяется в сравнительно узких пределах, то П. г. п. обычно обратно пропорциональна их пористости. Иногда для характеристики П. г. п. пользуются величиной объемного веса, который равен весу единицы объема абсолютно сухой горной породы. В системе единиц СИ объемный вес измеряется в Н/м3. Связь между П. г. п. р и се объемным весом d определяется формулой:

d = (>g,где g — ускорение свободного паде-ния, равное 9,81 м/с2.

ПЛОТНОСТЬ ЗАПАСОВ СРЕДНЯЯ— характеристика, используемая при прогнозной оценке нефтегазоносности, представляющая собой величину потенциальных ресурсов нефти и газа, отнесенную к единице площади района или к единице объема его пород. Для эталонных участков рассчитывается путем деления суммы разведанных и перспективных запасов на площадь эталона или объем его пород.

ПЛОТНОСТЬ КРИТИЧЕСКАЯ —см. состояние вещества критическое.

ПЛОТНОСТЬ НАФТИДОВ —физическая величина, определяемая как отношение массы вещества к занимаемому им объему. Недопустимо отождествление плотности с удельным весом, так как последний представляет собой отношение веса (не массы) к объему вещества. Плотность р и удельный вес у связаны между собой соотношением: у = pg, где g — ускорение свободного падения Плотность измеряется в кг/м3, а удельный вес в Н/м3. Отношение плотности разных веществ к плотности какого-либо одного вещества в стандартных условиях называется относительной плотностью

Плотность жидких и твердых наф- тидов определяется при 20 °C, а их

относительная плотность — по отношению к плотности дистиллированной воды при 4 °C. Плотность этих веществ определяется лабораторными методами, главным образом с помощью ареометров (нефтеденсимет- ра), пикометра или гидростатического взвешивания. Плотность природных газов определяется при нормальных условиях (температуре 0 °C и давлении 0,1 МПа), их относительная плотность — по отношению к плотности сухого воздуха в тех же условиях. Плотность природных газов определяется либо лабораторными методами (взвешивания баллонов с газом, истечения газов через отверстия, газовых весов и т. д.), либо расчетным путем

Р = #iPi + а2р2 + • • • + сцрь где at — объемная доля газового компонента с плотностью р/.

Плотность природных газов варьирует от 0,72 до 2,00 кг/м3 и более. Относительная плотность их меняется от 0,6 до 1,5 и более. Наибольшей плотностью обладают природные газы с высоким содержанием СО2, H2S, М2 или тяжелых углеводородов. Наименьшей плотностью характеризуются сухие метановые газы. Относительная плотность конденсатов варьирует от 0,69 до 0,81, а нефтей — от 0,75 до 1,0, но чаще от 0,82 до 0,90 Относительные плотности конденсатов и нефтей зависят от их состава, в частности от фракционного. Относительная плотность отдельных фракций увеличивается по мере возрастания температуры их выкипания в среднем от 0,70 (менее 95 °C) до 0,91 и более (450—500°C). При этом в пределах одного температурного интервала выкипания относительная плотность УВ убывает в последова- тельности арены — цикланы — алканы. Это обстоятельство позволяет использовать относительные плотности отдельных фракций наряду с другими физическими характеристиками для определения группового и структурно-группового углеводородного состава нефтей и конденсатов. Увеличение содержания асфальтово-смолистых веществ способствует росту относительной плотности. Наибольшими относительными плотностями обладают обычно природные битумы и

нефти зон гипергенеза. При этом относительная плотность в пределах залежи увеличивается от свода к контуру, наибольших значений достигает на контакте с пластовыми водами ।

ПЛОТНОСТЬ ОПТИЧЕСКАЯ —степень интенсивности поглощения веществом световых волн. Для световых волн разной длины П о одного и того же вещества различна. При сопоставлении однотипных объектов повышенная П о. свидетельствует о повышенной конденсированности молекулярной структуры соответствующего объекта. П. о щелочного раствора гуминовых кислот, измеряемая в стандартных условиях, используется для их характеристики

ПЛОТНОСТЬ СТРУКТУР — количество тектонических структур одного порядка на единицу площади ПЛОТНОСТЬ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА ПОВЕРХНОСТНАЯ — см. поток тепловой

ПЛОТНОСТЬ ТРЕЩИН ОБЪЕМНАЯ — отношение половины суммарной площади стенок всех трещин, секущих некоторый элементарный объем горной породы, к этому объему ПЛОЩАДЬ НЕФТЕГАЗОСБОРА — площадь, с которой нефть (газ), мигрируя, могла собраться в конкретную ловушку (залежь) или в группу сближенных ловушек (см рис С 1) ПЛОЩАДЬ СТРУКТУР, ПОДГОТОВЛЕННЫХ к ГЛУБОКОМУ БУРЕНИЮ — является одним из отчетных и планируемых показателей геолого-геофизических работ на нефть и газ. Площадь структур по опорному горизонту определяется на кондиционной структурной карте по этому горизонту в пределах наиболее глубокой замкнутой изогипсы и входит в характеристику потенциальной емкости ловушки Для повышения надежности определения площадей структур (ловушек), подготовленных геофизическими методами, их площадь рекомендуется определять в контуре изогипсы с отметкой Н = = Яо + С/2, где Н — отметка изогипсы, используемой для подсчета площади, Яо — отметка наиболее глубокой замкнутой изогипсы; С — сечение изогипс, принятое на структурной карте и соответствующее точности работ. Для случаев, когда

14*

структура (ловушка) ограничена контуром, образованным изогипсой и сбросом или изогипсой и границей выклинивания (замещения) проницаемых пород, площадь ловушки подсчитывается по контуру, ограниченному изогипсой Я и сбросом или границей выклинивания ПОВЕРХНОСТЬ ВЫРАВНИВАНИЯ— участок земной поверхности с незначительными колебаниями высот, возникший под действием денудационных и аккумулятивных процессов Для формирования П в наиболее благоприятны эпохи эпейроге- нических опусканий и морских трансгрессий. На денудационных участках П в часто Фиксируется корами выветривания Изучение П. в позволяет установить цикличность процессов рельефообразования, характер тектонических движений этапа рельефообразования, а также количественно оценить величины тектонических деформаций каждой из поверхностей ПОВЕРХНОСТЬ ПЬЕЗОМЕТРИЧЕСКАЯ (напорная)—поверхность на которой устанавливаются пьезометрические уровни подземных вод в различных скважинах, вскрывших один и тот же водоносный горизонт. На картах П. п изображается в виде системы пьезоизогипс — линий, соединяющих точки с одинаковыми отметками пьезометрических уровней. П п. может располагаться как выше, так и ниже земной поверхности При постоянной в пределах горизонта минерализации воды направление уклона П п характеризует направление движения воды При комплексном гидрогеологическом анализе П.п. позволяет определять направления фильтрации вод и градиенты напора, намечать области питания и разгрузки горизонта

ПОВЕРХНОСТЬ РАВНЫХ НАПОРОВ (изопотенциальная)—поверхность, соединяющая в объеме фильтрующей среды точки с одинаковыми значениями напора Направление течения жидкости перпендикулярно к П. р н.

ПОВЕРХНОСТЬ УДЕЛЬНАЯ ГОРНЫХ ПОРОД — отношение суммарной площади внутренней поверхности всех поровых каналов в некотором объеме горных пород к этому объему. В СИ П. у выражается в м*1

419

П. у. зависит от степени дисперсности горной породы: чем меньше диаметр зерен, слагающих породу, тем выше ее П. у. Обычно П. у. пород-коллекторов колеблется в пределах (1-2,5)- •105 м-1. ГТ. у. определяет многие коллекторские свойства горных пород (проницаемость, остаточную во- донасыщенность и т. д) Это объясняется тем, что на характер фильтрации нефти и воды в пласте-коллекторе влияют не только свойства жидкости, но и физико-химические свойства поверхности раздела жидкость— твердое тело Поэтому в горных породах, обладающих большими значениями П. у., роль поверхности раздела возрастает, определяя, например, такие процессы, как адсорбцию на стенках пор некоторых компонентов нефти (особенно высокомолекулярных) или возникновение элек- трокинетических явлений при фильтрации в горных породах пластовой минерализованной воды

ПОГЛОЩЕНИЕ ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИНЫ ПЛАСТОМ — процесс поступления жидкости через стенки скважины в пересекаемые ею проницаемые пласты, пластовое давление в которых меньше давления жидкости в скважине. Различают: 1) незначительное проникновение фильтрата промывочной жидкости в пласт в процессе бурения, вызванное превышением давления в скважине над пластовым давлением (репрессией на пласт); 2) интенсивное поглощение жидкости в процессе бурения, вплоть до катастрофического, приводящее к осложнениям и авариям в бурении, вследствие значительного превышения давления в скважине над пластовым давлением; 3) П. ж, вызываемое специальной закачкой жидкости в скважину под давлением при гидроразрыве пласта, тампонаже скважин, вторичных методах эксплуатации, сбросе промышленных стоков, подземном хранении флюидов и т д

ПОГЛОЩЕНИЕ СЕЙСМИЧЕСКИХ ВОЛН — процесс, приводящий к необратимому превращению энергии деформации в др виды энергии, например в тепловую, и вследствие этого к затуханию энергии упругих колебаний. П. с. в. обусловливается, по-видимому, совокупностью таких

причин, как трение частиц минерального скелета между собой и с флюидами порового пространства, неидеальная упругость на контактах частиц скелета и т. п. В реальных средах П. с. в. описывается амплитудным коэффициентом поглощения а, характеризующим затухание энергии на единицу пути волны В практике используют: граничный коэффициент поглощения аг в среде под преломляющей границей (по данным метода преломленных волн); средний коэффициент поглощения аСр в толще, покрывающей некоторую границу (по наблюдениям отраженных и кратноотраженных волн); пластовый коэффициент поглощения апл (по наблюдениям отраженных волн от границ в пласте или проходящих волн при скважинной сейсморазведке). Установлена частотная зависимость коэффициентов поглощения, причем для консолидированных пород зависимость близка к линейной. Поэтому в практике часто используется декремент поглощения, характеризующий затухание энергии на расстоянии, равном длине волны Х(б = аХ).

В реальной геологической среде все перечисленные характеристики П. с. в являются эффективными, поскольку их величины включают эффекты рассеяния волн и, возможно, фильтрации тонкими слоями. По современным представлениям характеристики Пев. тесно связаны с пористостью, трещиноватостью и гранулометрией пород, т. е в определенной степени отражают литологию и степень литогенеза пород Имеются данные о существенном возрастании Пев в газонасыщенных породах В силу методических сложностей оценка характеристик поглощения по скважинным и полевым сейсмическим наблюдениям с точностью, обеспечивающей расчленение разреза по этим параметрам, возможна лишь для интервалов мощностью не менее 500—1000 м и, следовательно, характеристики поглощения могут быть использованы для расчленения геологического разреза на региональные литофизические комплексы, для прогноза их литологии, коллекторских свойств и выделения в разрезе крупных литофизических неоднородностей, типа зон разуплотнения пород

ПОГРЕШНОСТЬ ИЗМЕРЕНИЯ — отклонение результата измерения от истинного значения измеряемой величины. Численно погрешность измерения находится по формуле*

4-' V n(n—1) ■

где А — П и ; / — коэффициент, зависящий от доверительной вероятности Р получения данного результата и закона распределения погрешностей; xt — результат 1-го измерения; Д’ — среднее арифметическое результатов п измерений; п— число измерений.

Различают абсолютную, относительную, систематическую и случайную П. и. Абсолютной называют П. и., выраженную в тех же единицах, что и измеряемая величина. Относительная П. и. представляет собой отношение абсолютной П. и. к истинному значению измеряемой величины и выражается обычно в процентах. Систематической П. и. называют ту составляющую П и, которая остается постоянной или закономерно меняется при повторных измерениях одной и той же величины Случайной П и называют ту составляющую П и , которая меняется случайным образом при повторных измерениях одной и той же величины П. и. лежит в основе классификации методов анализа минерального сырья Различают в зависимости от значения относительной П. и: количественный анализ (относительная П и. не более ±30 %, Р = 0,95); полуколичественный анализ (относительная П и. не более + 100 % и не менее —50 %, Р = = 0,95); качественный анализ (относительная П и более указанных выше пределов) Величина, обратная абсолютному значению относительной П. и, называется точностью измерений.

ПОДГОТОВКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ) К РАЗРАБОТКЕ — заключительная стадия геологоразведочного процесса (см стадийность геологоразведочных работ), осуществляемого на месторождениях (залежах), имеющих промышленное зна

чение. Основными задачами этих работ являются: оценка достоверности значений геолого-промысловых параметров по скважинам и объектам для подсчета разведанных запасов категории Ci и уточнения оцененных запасов категории Сг (составляющих не более 20 %), а также для создания технологической схемы разработки нефтяных и проекта опытно-промышленной разработки газовых месторождений; подсчет запасов и определение коэффициентов извлечения нефти и газа; доизучение месторождений (залежей) в процессе их разработки. При выполнении основных задач устанавливается положение контактов газ — нефть — вода; измеряются дебиты нефти, газа, конденсата и пластовой воды, пластовые давления и давление насыщения; определяются коэффициенты продуктивности скважин; исследуется гидродинамическая связь залежей с законтурной областью; оценивается изменчивость емкостных и фильтрационных характеристик коллекторов, а также физико-химических свойств флюидов по площади и разрезу залежей; изучаются характеристики пласта, определяющие выбор методов воздействия на залежь и призабойную зону скважин с целью повышения коэффициентов извлечения нефти

Типовой комплекс исследований аналогичен тому, который выполняется на стадии оценки месторождений Итоговыми документами разведочных работ, выполненных на этой стадии являются* технико-экономическое обоснование значений коэффициентов извлечения нефти и газового конденсата, апробированное по нефти Министерством нефтяной промышленности СССР, а по газовому конденсату — Министерством газовой промышленности СССР; отчет по подсчету запасов нефти, газового конденсата, горючего газа и сопутствующих компонентов. Изучение месторождений и залежей продолжается и во время их разработки, в процессе которой осуществляется доразведка разрабатываемых залежей; ведется разведка второстепенных горизонтов, отдельных тектонических блоков, куполов и участков месторождения; запасы категорий Cj и С2 переводятся

в более высокие категории В и А

ПОДГОТОВКА ОБЪЕКТОВ К ПОИСКОВОМУ БУРЕНИЮ — одна из подстанций поискового этапа геологоразведочных работ на нефть и газ, целью которой является детальное изучение строения перспективных на нефть и газ ловушек, в результате чего они включаются в фонд подготовленных структур (форма отчетности ОЗ-ГР) и передаются организациям, проводящим поисковое бурение. Задачи подстадии: детализация строения выявленных перспективных ловушек, позволяющая прогнозировать типы и пространственное положение предполагаемых залежей нефти и газа; выбор оптимальных мест заложения поисковых скважин; количественная оценка перспективных ресурсов категории С3; выбор подготовленных объектов и определение очередности их ввода в поисковое бурение. Подготовка структур (ловушек) осуществляется комплексом геологических и геофизических методов, с детальностью работ в масштабе 1 :50 000 — 1 : 25 000. В настоящее время подавляющее большинство структур картируется и подготавливается к поисковому бурению различными модификациями сейсморазведки (преимущественно методом общей глубинной точки). В сложных сей- смогеологических условиях в комплекс работ включается структурное или глубокое параметрическое бурение.

ПОДГОТОВЛЕННОСТЬ МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ЗАЛЕЖИ) ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННОГО ОСВОЕНИЯ — согласно принятой в 1983 г. «Классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» разведанные месторождения (залежи) или же части их считаются подготовленными для промышленного освоения при наличии- утвержденных ГКЗ СССР балансовых и извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение; оценки перспективных (категория С3) ресурсов нефти, газа и конденсата; рациональной структуры изученности запасов (не менее 80 % категории Ci и до 20 % категории С2, лишь в по

рядке исключения более 20 % категорий С2); всех исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождений нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа (состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение, дебиты, а также гидрогеологические, геокриологические и др природные условия); оценки сырьевой базы строительных материалов и возможных источников питьевого и технического водоснабжения будущих предприятий по добыче нефти и газа; сведений о поглощающих горизонтах, которые вскрыты разведочными скважинами и могут быть использованы для сброса промышленных и др. сточных вод; мероприятий по предотвращению загрязнения окружающей среды

поддвиг — наклонный разрез со смещением лежачего крыла вниз по падению сместителя.

ПОДКИРМАКИНСКАЯ СВИТА — см продуктивная толща.

ПОДКОМПЛЕКС НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ — часть нефтегазоносного комплекса, перекрытая субрегиональной покрышкой или расположенная между ней и региональной покрышкой.

ПОДЛУБЕНСКАЯ СВИТА — распространена в Предкарпатском прогибе. Представлена окремнелыми спикуловыми известняками, рифовыми известняками, доломитизирован- ными известняками, мергелями Мощи до 300—500 м Охарактеризована аммонитами, двустворками, брахиоподами, фораминиферами. Возраст поздняя юра. Промышленно газоносна.

ПОДНОЖИЕ КОНТИНЕНТАЛЬНОЕ— краевая зона подводной окраины континента, представляющая собой наклоненную к ложу океана равнину, примыкающую к нижней части континентального склона широкой (до 1000 км) полосой на глубинах 2000—4000 м В се пределах распространены зоны холмистого рельефа или предконти- нентальный желоб. Характеризуется значительными мощностями осадков (2—3 км) и земной корой континентального типа или субконтиненталь-

кого подтипа. Гранитый слой в пределах П. к. постепенно выклинивается к океану.

ПОДНЯТИЕ КРАЕВОЕ — поднятие, возникшее в результате инверсии на периферии геосинклинали вблизи опускания перикратонного или срединного массива. В последующем П. к. может быть частично или полностью поглощено прогибанием краевого прогиба и возродиться в эпоху формирования горноскладчатого сооружения (П. к. возрожденное).

ПОДНЯТИЕ КУПОЛОВИДНОЕ— положительные платформенные структуры субрегионального порядка округлой и изометричной формы площадью 200—10 000 км2, шириной 5— 40, длиной 40—300 км.

ПОДНЯТИЕ ЦЕНТРАЛЬНОЕ (срединное) — поднятие, возникающее в конце ранней и в средней стадиях гсосинклинального этапа развития земной коры в срединной части гео- синклинального прогиба и делящее его на две отдельных зоны прогибания.

ПОДОЛЬСКИЙ ГОРИЗОНТ — распространен на Русской платформе. Представлен глинистыми и детритовыми известняками, доломитами. Мощн. до 40 м. Охарактеризован фораминиферами, брахиоподами. Возраст средний карбон. Является нижним горизонтом верхнемосковского подъяруса. Промышленно нефтегазоносен в Башкирской АССР, Пермской, Куйбышевской областях.

П ОД РАЗ ДЕЛ Е Н И Е СТРАТ И ГРАФИЧЕСКОЕ (стратон)—совокупность горных пород, составляющих определенное единство по какому-либо признаку (комплексу при- шаков), позволяющему выделять ее в разрезе и прослеживать по площади. П. с. занимают определенное положение в общей последовательности геологических образований. П. с , установленные по разным признакам, могут иметь различный стратиграфический объем. Поэтому при выделении стратонов необходимо указывать, по каким признакам они установлены и как обосновываются их границы. Границы у различных П. с. могут быть изохронными и диахрон- ными. П с различаются по методам установления (литостратиграфические — выделяемые по особенностям

вещественного состава пород, био- стратиграфические — выделяемые по особенностям распределения остатков древних организмов в разрезе, хроно- стратиграфические — выделяемые главным образом по распространению ортостратиграфических групп фауны) и по величине их ареалов (местные — распространенные лишь в какой-либо части региона, региональные— распространенные в пределах крупных регионов и служащие для корреляции местных стратонов, общие— принципиально имеющие планетарное распространение).

ПОДРАЗДЕЛЕНИЯ ЛИТОСТРАТИГРАФИЧЕСКИЕ — стратиграфические подразделения, установленные 1лавным образом на основании особенностей вещественного состава осадочных, вулканогенно-осадочных и эффузивных образований. Основными П. л. являются свита, серия и комплекс. Термины «толика», «пачка», «пласт», «слой», «клин», «язык» являются терминами свободного пользования.

ПОДСВИТА — часть свиты, выделяющаяся по каким-либо литологическим признакам, подчиненным, однако, основным признакам свиты. Так, например, в свите переслаивания песчаников и глин можно выделить нижнюю П, для которой характерно грубое чередование этих пород и верхнюю П., сложенную относительно более тонким переслаиванием песчаников и глин и т. п. П. заполняют весь объем свиты. Обычно в составе свиты выделяются две-три подсвитЬт. Они обязательно имеют стратотипы, которые, по определению, совпадают со стратотипом свиты. Название подсвиты образуется из названия свиты и приставки «нижне-», «средне-», «верхне-». Например, нижнемотская П. Вост. Сибири.

ПОДТВЕРЖДАЕМОСТЬ СТРУКТУР — см. коэффициент подтверждаемости структур.

ПОДЪЯРУС — часть яруса, объединяющая одну или несколько зон Обычно ярус подразделяется на два или три подъяруса. П имеет свой стратотип, совпадающий или несовпадающий со стратотипом яруса, но относящийся к той же палеобиостра- тиграфичсской провинции Название П. образуется из названия яруса и

слов «нижний», «средний», «верхний». Например, нижний валанжин, средний келловей и т. п. Собственные названия подъярусов (ардеш, гаргаз, секван и т. д.) обычно имеют узкорегиональное значение и не рекомендуются к употреблению.

ПОИСКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ЗАЛЕЖЕЙ — заключительная стадия поискового этапа геологоразведочных работ (см. стадийность геологоразведочных работу Объектами проведения поисков месторождений, как правило, являются перспективные площади, где имеются подготовленные к глубокому поисковому бурению геолого-геофизическими методами локальные структуры или ловушки другого типа, включая аномалии типа «залежь». Поиски новых залежей ведутся на площадях с доказанной промышленной нефтегазоносностью или же на месторождениях, которые уже находятся в разработке. Основные задачи работ на стадии П. м. з.: выделение в геологическом разрезе нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов, коллекторов и покрышек, а также определение их свойств; выделение, опробование и испытание нефтегазонасыщенных пластов и горизонтов, получение промышленных притоков нефти и газа, исследование свойств флюидов и измерение фильтрационно-емкостных параметров пластов; оценка запасов нефти и газа открытых залежей по категориям Сг и частично Св выбор объектов для проведения детализа- ционных геофизических и оценочных буровых работ. Перечисленные задачи решаются главным образом бурением поисковых скважин, в которых проводят комплексные исследования разными геолого-геофизическими и геолого-промысловыми методами.

Стадия П. м. з. завершается получением первого промышленного притока нефти и газа, либо обоснованием бесперспективности изучаемого объекта. В результате поискового бурения может выясниться, что площадь имеет более сложное строение и для уточнения оптимальных условий заложения скважин необходимо провести дополнительные геолого-геофизические работы (сейсморазведку, структурное бурение и т. д.). По окончании поисковых работ с поло

жительными результатами составляется проект разведки, а в случае отрицательного результата — отчет с обоснованием бесперспективности объекта.

ПОИСКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРЯМЫЕ — обнаружение с помощью гео л ого-геофизических работ различного рода аномалий в геофизических и геохимических полях в поверхностных и приповерхностных частях разреза горных пород, гидросфере и нижних частях атмосферы, вызванных присутствием скоплений У В в недрах. В числе методов П. м. п. выделяют группы геофизических и геохимических методов. В основе использования геофизических методов при П. м п. лежат представления о том, что залежь нефти или газа по своим физическим свойствам отлична от окружающих ее водоносных коллекторов, и, кроме того, за счет рассеяния УВ из залежи в покрывающих се отложениях возникают аномальные изменения физических свойств горных пород. Так, установлено, что в зоне залежи понижена плотность горных пород, повышено их суммарное электрическое сопротивление, увеличена поляризуемость и т. д.

Эти и др. особенности физических свойств зоны присутствия скопления УВ могут быть зафиксированы геофизическими методами. Например, методами сейсморазведки в этих случаях отмечается «яркое пятно» на временном разрезе (фиксируемое в виде увеличения амплитуд отраженных волн), уменьшение скорости распространения продольных сейсмических волн, поглощение высокочастотной составляющей, дифракция волн в краевых частях ловушки, появление горизонтальных площадок отражений от ГВ К или ВНК и т. д. Методами гравиразведки возможно выделение локальных аномалий от нескольких сотых долей до десятых долей мгал над залежью, а над крупнейшими скоплениями — 1,0—2,5 мгал, которые обусловливаются дефицитом плотности газового скопления 0,1—0,3 г/см3 (нефтяного — 0,1—0,15 г/см3) по сравнению с окружающими водоносными породами. Основным геоэлек- трическим признаком присутствия в разрезе скопления УВ является рез-

кое возрастание электрического сопротивления, свойственное нефтегазонасыщенным породам по сравнению с водоносными. Кроме того, для фиксации залежи УВ используется эффект повышенной поляризуемости ореолов сульфидной вкрапленности, существующей в горных породах над контуром залежи и т. д. Однако следует отметить, что любые геофизические аномалии, вызванные присутствием в недрах даже крупного скопления УВ (так называемые аномалии типа сзалежъ») и фиксируемые полевыми геофизическими методами, обычно невелики или недостаточно контрастны, и для их фиксации требуется значительное повышение точности и разрешающей способности геофизических методов. Геологическая интерпретация данных геофизики при П. м. п. затрудняется также тем, что аномалии, вызванные присутствием залежей УВ, часто не отличимы от тех, которые вызваны др. причинами. Поэтому при П. м. п. обычно используется комплекс геофизических методов, в котором главным является сейсморазведка, в сочетании с различными геохимическими методами. Последние направлены на изучение характера распределения газов, жидких битумоидов, микроорганизмов, различных элементов и их соединений. Геохимические методы П. м. п. основаны на том факте, что УВ, рассеиваясь из скопления, достигают поверхности и приводят здесь к аномалийному изменению состава вод, почвенной микрофлоры, содержания и состава газов, жидких битумоидов и к другим, аналогичным эффектам.

Различают пять геохимических методов П. м. п.: газогеохимический (атмогеохимический), гидрогеохимиче ский, микробиологический, литогеохимический и битуминологический. Наиболее действенным при П. м п. является комплекс всех пяти геохимических методов. На разных этапах геологоразведочного процесса геохимические методы имеют различные цели: от регионального прогнозно-геохимического районирования и выявления участков с аномальным характером геохимического поля концентраций до оценки природы геохимических аномалий, подсчета запасов

УВ по категориям Di и С2 и подготовки этих участков под глубокое бурение с помощью геохимических съемок разного масштаба. Данные геохимических методов П. м. п. для выработки рекомендаций по направлению геологоразведочных работ самостоятельного значения не имеют и должны интерпретироваться в комплексе с данными полевых (в том числе прямых) и промысловых геофизических исследований и различных видов бурения. Геохимические методы, используемые при прямых поисках морских месторождений, имеют существенные отличия от тех, которые применяются при наземных поисках, поскольку значительны различия в условиях образования, сохранения и формах проявления аномалий в местах разгрузки УВ на морском дне Объектом исследований являются в этом случае слои придонной воды и донные осадки, особенно первых 30 см. При П. м. п. на море используется только полный комплекс из всех пяти методов, в котором главным является микробиологический, направленный на выявление и регистрацию продуктов биологического преобразования УВ микроорганизмами. Условия проведения геохимических исследований допускают непрерывную регистрацию некоторых параметров (например, состава придонной воды и газов) по ходу судна.

ПОЙНТ-ЛОКАУТ ФОРМАЦИЯ — распространена в бассейне Сан-Хуан (США). Представлена песчаниками. Мощн. до 30 м. Относится к верхнему мелу (основание «серии Монтана). Промышленно нефтегазоносна. Является одним из двух основных газоносных горизонтов на месторождении Бланко-Месаверде.

ПОКАЗАТЕЛИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ— являются внешней, количественной оценкой факторов нефтегазоносности. В качестве П. н используются те признаки нефтегазоносности, по которым можно судить о характере и направленности процессов генерации, эмиграции, миграции, аккумуляции и разрушения УВ и их залежей в земной коре. Например, такие факторы нефтегазоносности, как горное давление и его изменения в пространстве и времени,

могут быть количественно оценены значениями глубин залегания геологического объекта, мощностей перекрывающих отложений, степени де- формированности и уплотнения горных пород и т. д.; температура и ее изменения количественно могут быть оценены значениями глубин залегания объектов, интенсивности теплового потока, степени эпигенетического преобразования горных пород, степени катагенетического преобразования отдельных компонентов горных пород и РОВ и т. д; физикохимическое взаимодействие пород, РОВ, подземных вод и газов количественно может быть оценено значениями степени эпигенетического преобразования горных пород и РОВ, состава и потенциалов подземных вод, состава свободных и растворенных газов и т. д. Основные трудности при использовании П. н. заключаются в установлении закономерностей их изменений во времени.

ПОКАЗАТЕЛИ ПЛАНОВ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ — делятся на основные, утверждаемые вышестоящими органами, и расчетные, используемые для нужд внутреннего управления и организации производства. П. п г. р. разделяют: 1. По геологоразведочным работам: а) показатели геологического задания (количество запасов нефти и газа, утверждаемых в ГКЗ СССР; прирост запасов по конкретным площадям; объекты геологических, геофизических и др. съемок и поисковых работ с заданием по оценке прогнозных запасов; общее количество структур, подготавливаемых для глубокого бурения на нефть и газ; количество площадей, вводимых в глубокое бурение; общее количество скважин, заканчиваемых строительством и д р ); б) объем геологоразведочных работ в сметной стоимости с выделением объемов, выполняемых за счет операционных средств госбюджета и капитальных вложений; в) объем геологоразведочных работ, выполняемых собственными силами по завершаемым в планируемом году геологическим заданиям, их этапам и сопутствующим работам. 2 По труду (общий фонд заработной платы) 3. По финансам (прибыль, платежи в бюджет и ассигнования из бюджета).

По экономическому стимулированию. 5. По капитальному строительству. 6. По внедрению новой техники 7. По материально-техническому снабжению.

Кроме того, организации, осуществляющие глубокое разведочное бурение на нефть и газ, планируют задания по скорости бурения. Главными (утверждаемыми) показателями плана являются показатели геологического задания. Остальные показатели должны планироваться в соответствии и в полной увязке с геологическими и обеспечивать высокое качество выполнения последних в установленные сроки.

ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ — система экономических показателей, наиболее полно отражающих роль геологоразведочных работ и соизмеряющих полученные результаты (эффект) с соответствующими затратами. Различают: а) показатели экономической эффективности производственной деятельности геологических организаций; б) показатели общей (абсолютной) экономической эффективности геологоразведочных работ; в) показатели сравнительной экономической эффективности геологоразведочных работ

Производственная деятельность геологических организаций оценивается показателями: экономической эффективности выполнения плановых геологических заданий, экономической эффективности производственной деятельности по конечному результату и отношением фактического прироста запасов на один рубль затрат к планируемому Основным из перечисленных является показатель экономической эффективности выполнения плановых заданий ЭГ, рассчитываемый по формуле

Эр = КТКТКемКс>

где /<г, Кт, Кем и Кс — коэффициенты, учитывающие выполнение геологического задания с учетом качества работ, степень использования для этих целей затрат труда геологов, выполнение объемов работ в сметной стоимости и соотношение сметной стоимости с фактической себестоимостью работ.

Для определения общей экономической эффективности используются следующие показатели:

— прирост запасов на 1 руб. затрат (или затраты на прирост 1 т запасов) и на 1 м глубокого геологоразведочного бурения,

— коэффициент общей экономической эффективности подготовки запасов Э01 который определяется как отношение годового народнохозяйственного эффекта от освоения запасов нефти и газа к соответствующим затратам на их поиски, разведку и разработку:

_ Щ-^Rq0 - 2К ’

где Ц — ценность 1 т запасов; 2С — суммарная себестоимость освоения 1 т запасов; R— величина подготовленных запасов; q — среднегодовой темп отбора запасов; ХК— суммарные капитальные вложения в освоение запасов.

Сравнительная экономическая эффективность геологоразведочных работ определяется по показателю минимума приведенных затрат Z в сравниваемых вариантах

Z = (С + ЕЛК) —► min, где С — текущие затраты (себестоимость) по данному варианту; К — капитальные вложения по тому же варианту; Ен — нормативный коэффициент эффективности.

Если сравниваемые варианты при сопоставимой результативности существенно отличаются по срокам выполнения, их экономическая оценка должна проводиться с учетом фактора времени.

ПОКАЗАТЕЛЬ ВОДОРОДНЫЙ (pH) — величина, характеризующая активность или концентрацию ионов водорода в растворах; численно равна отрицательному десятичному логарифму концентрации, выраженной в грамм-ионах на литр: pH = lg(H+), где Н+ — концентрация ионов водорода при 22 °C, которая в чистой воде равна 10-7. По значению pH воды разделяются на сильнокислые (pH меньше 1,9), кислые (1,9—4,1), слабокислые (4,1—7,0), нейтральные (7,0), слабощелочные (7,0—8,0), щелочные (8,0—10,0) и сильнощелочные

(больше 10). Основная масса подземных вод имеет слабощелочную или слабокислую реакцию, однако возможны колебания pH от 1 до 11. Воды нефтяных и газовых месторождений хлоркальциевого типа имеют обычно слабокислую реакцию, а гид- рокарбонато-натриевого типа — слабощелочную. Для морской воды значения pH имеют пределы 7,5—8,5. Величина pH характеризует щелочнокислотное равновесие среды осадконакопления. Например, при pH > 7 возможно осаждение кальцита, концентрация которого не достигает насыщения при pH < 7. В суспензиях минералов pH может служить дополнительным диагностическим признаком. Так, pH каолинита равен 6,4— 6,9, монтмориллонита 7,9—9,8, кальцита 9,4—9,5, доломита 6,6—10 ит. д.

ПОКАЗАТЕЛЬ ПРЕЛОМЛЕНИЯ МИКРОКОМПОНЕНТОВ РОВ —величина, обратная скорости света у в данной среде, если скорость света в воздухе принять за единицу (N = = 1/у). П. п. колеблется от 1,55 до 2,0 у различных микрокомпонентов и растет с увеличением степени катагенеза. Например, у витринита П. п. в протокатагенезе N = 1,65 4- 1,72, в мезокатагенезе N = 1,72 4- 1,97, в апокатагенезе N = 1,97 4-2,0.

ПОКОНО ГРУППА — развита в Предаппалачском прогибе (США) на востоке штатов Пенсильвания, Кентукки и на западе штата Виргиния. Представлена глинами и песчаниками с прослоями известняков. Мощн. до 300 м. Относится к нижнему миссиси- пию Промышленно нефтегазоносна. Продуктивные горизонты приурочены к пачкам песчаников мощн. до 15— 50 м.

ПОКРОВ ОСАДОЧНЫЙ — синоним чехол платформенный.

ПОКРЫШКА — литологическое тело (пласт, пачка, свита и пр.), расположенное над коллектором нефти (газа) и препятствующее фильтрации УВ из коллектора в верхние горизонты. Наличие П. является необходимым условием существования нефтяных и газовых залежей. Перемещение УВ через П. происходит в два этапа. На первом этапе, если избыточное давление УВ в залежи больше давления прорыва покрышки, УВ, преодолевая капиллярные силы, раз-

вивающиеся на границе коллектор — покрышка, внедряются в нее. На втором этапе, когда поровое пространство П. уже заполнено водой и УВ, происходит двухфазная фильтрация, благодаря которой осуществляется перенос УВ через П. Даже весьма малые значения проницаемости пород П. способны обеспечить фильтрационные потоки, приводящие к быстрому (в геологическом масштабе времени) разрушению залежи УВ. Поэтому залежь может долго сохраняться (если не принимать в расчет разрушающих залежь процессов диффузии) только в том случае, если давление в ней будет меньше, чем давление прорыва покрышки, экранирующей эту залежь. Давление прорыва П. практически целиком и полностью определяется структурой порового пространства, и в частности эффективным радиусом пор.

Чем меньше проницаемость и выше пористость покрышки, тем лучше должны быть ее экранирующие свойства. Однако низкая проницаемость П. не может сохраняться геологически длительное время и поэтому сохранность залежи нефти и газа зависит в большей мере от интенсивности подтока в нее УВ, которая в положительном случае должна превосходить интенсивность их рассеяния из залежи. Резко ухудшает экранирующие свойства П. повышение их трещиноватости и связанное с ним повышение трещинной проницаемости. Наилучшими экранирующими свойствами обладают такие пластичные породы, как соли и глины. Наиболее надежными П. являются соли, поскольку с глубиной их пластичность растет. Что касается глин, то с ростом глубины их экранирующие свойства ухудшаются за счет гидро- слюдизации монтмориллонита (основного компонента, способного набухать, придающего глинам пластичность) и повышения их способности к растрескиванию. Глинисто-карбо- натные покрышки (тонкозернистые глинистые известняки, мергели, карбонатные глины) обладают худшими изолирующими свойствами в связи с малой пластичностью даже при небольших глубинах погружения. С глубиной их качество ухудшается быстрее, чем качество глин. Нередко вы-

сокими экранирующими свойствами обладают сульфаты, потому что они могут поглощать воду и таким образом, меняя свой объем, залечивать пустотное пространство. Остальные типы пород могут являться П. лишь как исключение, например глинистые алевролиты, песчаники с высоким содержанием глинистого цемента ит. д.

По степени уплотнения П. подразделяются на слабо, умеренно, сильно и очень сильно уплотненные, в соответствии со свойствами входящих в состав покрышки глинистых пород. По площади распространения и той роли, которую они играют в распределении скоплений УВ по разрезу, П. классифицируются на региональные, субрегиональные, зональные и локальные.

Покрышка региональная — свита, часто несколько свит, иногда серия слабопроницаемых пород, представленная обычно галогенными или глинистыми породами, перекрывающая нефтегазоносный комплекс на всей площади его распространения Наилучшими региональными П. являются высокопластичные галогенные породы, способные создавать толщи большой протяженности (галит). Высокое качество таких региональных П. обусловлено не только тем, что они хорошо предохраняют скопления УВ от рассеяния, но и тем, что они затрудняют отток поровых вод из подстилающих толщ, приводя к значительному их недоуплотнению. Это, в свою очередь, способствует сохранению пластичности глинистых и др покрышек более мелкого порядка (субрегиональных, зональных и локальных) и сохранению проницаемости коллекторов .внутри нефтегазоносного комплекса.

Покрышка субрегиональная — свита (подсвита, иногда пачка в карбонатных разрезах) слабопроницаемых пород, перекрывающая нефтегазоносный подкомплекс на всей площади его распространения. Субрегиональная П. может быть представлена глинистыми, глинисто-карбонатными и реже галогенными породами.

Вертикальное распределение нефти и газа в разрезе комплекса в большой мере определяется особенностями состава и строения региональной и субрегиональной П., которые бы-

вают однородными, включающими в себя не более 15 % прослоев (чаще линзовидных) проницаемых пород, и неоднородными, представляющими собой более или менее частое чередование пластов слабо и хорошо проницаемых горных пород, последние из которых могут быть продуктивными. Неоднородные региональные и субрегиональные П., как правило, обеспечивают худшую вертикальную изолированность подстилающих проницаемых толщ, чем однородные.

Покрышка зональная — подсвита (реже пачка) слабопроницаемых пород внутри нефтегазоносного комплекса или подкомплекса, перекрывающая как минимум структурную форму второго порядка, иногда первого порядка, а в исключительных случаях несколько структур первого порядка. При этом зональная П. располагается над группой или над несколькими группами месторождений. Зональными П. чаще всего служат глинистые породы, но могут служить также сульфатные и гли- нисто-карбонатные породы. В особых случаях в качестве зональной П. выступают толщи пород в зоне многолетней мерзлоты.

Покрышка локальная — пласт слабопроницаемой горной породы, экранирующий отдельную залежь УВ в пределах многопластового месторождения. Локальными П. чаще всего являются глинистые, глинисто- карбонатные породы, но могут быть и многие другие разности горных пород. В исключительных случаях в качестве локальных П. выступают изверженные и метаморфические породы. Особым случаем является покрышка гидравлическая. Нередки случаи, когда локальная П перекрывает не непосредственно промышленную залежь, а промежуточный пласт с крайне низкой емкостью пород при их сравнительно высокой трещиноватости, который обычно называют ложной П. или полупокрышкой. В таких случаях высота залежи определяется положением истинной П., хотя залежь непосредственно ограничивается полупокрышкой.

ПОКРЫШКА ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ — этим нестрогим термином часто называют обычную покрышку

в тех случаях, когда между горизонтами, залегающими непосредственно над и под ней, градиент напора вод направлен сверху вниз. Разность напоров вышележащих вод и вод в продуктивном горизонте усиливает экранирующие свойства покрышки, увеличивая давление капиллярного прорыва через капиллярные каналы. При существовании в покрышке сверхкапиллярных каналов возможность функционирования П.г. неочевидна.

ПОКУРСКАЯ СВИТА — центральная, сев. и вост, части Зап. Сибири. Представлена мелкозернистыми песками и песчаниками, неравномерно переслаивающимися с глинами и алевролитами, в нижней части свиты обычны пропластки и линзы углей, в верхней — частные включения янтаря. Мощн. от 400 до 1000 м. Охарактеризована спорово-пыльцевыми комплексами. Возраст апт — сеноман. Промышленно газоносна в пределах Надым-Пурской, Гыданской и Пур-Тазовской нефтегазоносных областей (пласт ПК1).

ПОЛЕ ЗЕМЛИ МАГНИТНОЕ (геомагнитное поле) — естественное поле планеты, охватывающее огромную область околоземного пространства и образующее магнитосферу Земли. Магнитосфера имеет сложную непостоянную форму, вытянутую в сторону от Солнца на многие миллионы километров (магнитный шлейф Земли) Магнитосфера является экраном для потоков заряженных частиц высоких энергий из космоса. В каждой точке пространства П. 3. м. характеризуется вектором напряженности Т или его составляющими (элементы геомагнитного поля). П. 3. м. непрерывно меняется как во времени (вариации геомагнитного поля), так и в пространстве. На поверхности Земли полный вектор Т достигает наибольшего значения на полюсах и наименьшего — на экваторе, в среднем составляет 0,5 Э. С удалением от поверхности Земли П. 3. м. постепенно убывает, достигая тысячных долей эрстеда на поверхности магнитосферы. П. 3. м. делится на три основные части: главное, имеющее внутренний источник, расположенный в ядре Земли; аномальное, обусловленное совокупностью источников

(присутствием магнитных минералов в горных породах) в тонком верхнем слое земной коры (магнитоактивной оболочке Земли); внешнее (переменное электромагнитное поле), связанное с внешними источниками— токовыми системами в околоземном пространстве. На поверхности Земли доля главного поля в П. 3. м. составляет 95, аномального — 4 и внешнего — менее 1 %. Сумма главного и внешнего полей условно называется нормальным магнитным полем. По результатам систематических измерений II. 3. м. и его элементов составляются карты нормального поля на определенный момент времени. Эти карты используются для выделения из полного наблюденного П 3. м. аномального поля. Изучение и анализ аномального магнитного поля имеет практическое значение для расшифровки геологического строения региона, проведения тектонического, структурно-формационного, нефтегеологического и др. районирования, поисков и разведки месторождений полезных ископаемых.

ПОЛЕ ЗЕМЛИ МАГНИТОТЕЛЛУРИЧЕСКОЕ — переменная составляющая естественного электромагнитного поля Земли, связанная с воздействием на ионосферу Земли космических потоков заряженных частиц, нарушающих равновесное электрическое состояние ионосферы, что приводит к возникновению вторичного электромагнитного поля, накладывающегося на постоянное электромагнитное поле Земли. Для изучения П. 3. м. в геологических целях в СССР разработаны метод теллурических токов, комбинированного магнитотеллурического профилирования, магнитотеллурического зондирования. ПОЛЕ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОЕ — в электроразведке изучаются естественные и искусственно возбуждаемые П. э. Ее методы основаны на выявлении зависимостей этих полей от электрических свойств геологической среды К естественным П. э относятся переменное П э. Земли (магнитотеллурическое), вариации которого имеют естественные космические источники (магнитосферные, ионосферные); переменное П э грозовой природы; локальные П. э, создаваемые физико-химическими про-

цессами на контактах рудных тел. К искусственным относятся П. э., создаваемые искусственными источниками (постоянными, переменными). Естественные и искусственные П. э. подразделяются на постоянные, переменные (низко- и высокочастотные) и физико-химические, по которым и классифицируются методы электроразведки. П. э, создаваемое искусственным источником на поверхности однородного изотропного проводящего полупространства, называется нормальным. Его параметры зависят от параметров полупространства (удельного сопротивления, поляризуемости) и характеристик источника. Наблюдаемое в реальных условиях неоднородного геологического разреза 11 э. называется аномальным, Разница между нормальным и аномальным полями — есть электромагнитная аномалия. Характер отличий между нормальным и аномальным (наблюденным) полями позволяет судить об особенностях строения реального геоэлектрическо- го разреза.

ПОЛЕВЫЕ ШПАТЫ — наиболее распространенные минералы верхней части литосферы, составляющие около 60 % объема изверженных пород В осадочных породах распространены широко, особенно в аркозах. Существует две основные группы П. ш.: калиевые П ш. и плагиокшзы ПОЛ И ГАЛ ИТ — минерал, КгСа2М£ • •(SO4)4-2H2O Tb 2,5—3,5 Пл. 2,78 В осадочных породах аутигенный, образуется на высокой фазе галогенеза сульфатной липин ПОЛИКОНДЕНСАЦИЯ — см конденсация

ПОЛИМЕРИЗАЦИЯ — химическая реакция соединения нескольких относительно простых молекул (мономеров) одного вещества или разных (сополимеризация) веществ в более сложное вещество (полимеры, сополимеры). В отличие от конденсации, П. протекает без выделения каких- либо фрагментов реагирующих молекул (например, ЗС2Н4-> СвНп) и не приводит к изменению элементного состава вещества. П. органических соединений протекает обычно при температуре не выше 500—550 К (225—275 °C) за счет ненасыщенных связей. В природе на всех стадиях

образования и эволюции ископаемого ОВ П. не имеет такого значения, как процессы конденсации Следует иметь в виду, что иногда в органической геохимии термин П. условно применяется вместо более точного термина «конденсация» (поликонденсация). В нефтехимии П. является одной из важных реакций переработки газообразных алкенов крекинга в жидкое топливо и др. ценные продукты.

ПОЛИМЕРЛИПИДЫ — поликонден- сировапные продукты липидной природы, не растворимые в хлороформе и аналогичных растворителях. П образуются в природных условиях за счет поликонденсации растворимых липидов в период седиментогенеза и диагенеза и составляют основную массу липидного материала в ископаемом ОВ вплоть до стадии их деполиконденсации, сопровождающейся образованием миграционноспособных продуктов. Эта фаза приурочена к разным углефикационным этапам в зависимости от состава липидного материала и колеблется от высшей буроугольной до коксовой стадии К П. примыкают первично-конденсированные биопродукты, составляющие основу лейптинитовых микро- компонентов углей

ПОЛИМЕТИЛЕНЫ — см цикланы. ПОЛИНАФТЕНЫ — см цикланы ПОЛУКОКСОВАНИЕ (низкотемпературная сухая перегонка) —процесс термической переработки твердых горючих ископаемых при температурах до 500—550 °C. Продукты П. — первичные газ и деготь (смола), водный конденсат (над- и подсмольная вода) и нелетучий остаток (полукокс, включающий золу). С повышением степени углефикации выход полукокса возрастает, выход дегтя и пирогенетической воды зависит, кроме того, от типа сырья подвергаемого П: обогащенность липидным материалом влечет за собой повышение выхода дегтя, а фюзенизи- рованными компонентами — снижение его; наибольший выход пирогенетической воды дают из микрокомпонентов углей гелифицированные вещества. В качестве сырья для П. в промышленности используются торф, бурые угли, низшие каменные угли с повышенным выходом дегтя и го

рючие сланцы. В теоретическом аспекте лабораторное П применяется как средство определения химиковещественного состава ОВ ПОЛУПОКРЫШКА — см. покрышка ПОЛЯНИЦКАЯ СВИТА (серия) — распространена в Предкарпатском прогибе Представлена известковистыми глинами и аргиллитами с прослоями известковистых песчаников, местами с прослоями конгломератов. Мощи от 400—500 до 900 м Охарактеризована форамипиферами Возраст поздний олигоцен или миоцен Промышленно нефтеносна ПОЛЯРИЗУЕМОСТЬ — см метод вызванной поляризации

ПОНТИЧЕСКИЙ ЯРУС (горизонт) — региональный ярус, широко распространенный на юге СССР (Юж. Украина, Крым, Предкавказье, Кавказ, Прикаспий, Мангышлак), а также на Балканах и в Турции. Лектострато- тип в г Одесса на Комсомольском пляже Представлен известняками, ракушняками, мергелями, глинами Мощи, до 400—500 м. Охарактеризован разнообразными моллюсками и др. фауной. Возраст ранний плиоцен Промышленно газоносен в Ку- бапо-Черноморской области.

ПОПЕЛЬСКАЯ СВИТА —см. быст- рицкая свита.

ПОРИСТОСТЬ ГОРНОЙ ПОРОДЫ — свойство породы, заключающееся в наличии в ней всякого рода пустот (пор, каверн, трещин). П измеряется коэффициентом пористости, представляющим собой отношение объема всех пустот горной породы к ее общему объему, выраженное в процентах или в долях единицы (часто вместо термина «коэффициент П » используют термин «пористость») Различают: 1) П абсолютную (полную, общую) — все пустоты горной породы независимо от их формы, величины и взаимного расположения, 2) П. открытую (насыщенную)—совокупность сообщающихся между собой пустот; 3) П. эффективную — совокупность пустот горной породы, участвующих в процессе фильтрации: 4) П. закрытую — совокупность пустот горной породы, не сообщающихся между собой (закрытая П определяется как разность между П абсолютной и П открытой) По морфологическим признакам различают

П. межзерновую, морфология которой определяется пространственными соотношениями обломочных, карбонатных и др. зерен, глинистых и др чешуек и т. д., и П. трещинную. П. трещинная колеблется в пределах 0,01—1 % и, как правило, на несколько порядков меньше П межзерновой. В чисто трещинных коллекторах, где П. межзерновая ничтожна, П. трещинная определяет суммарную емкость горной породы. По генезису различают П. первичную, обусловленную особенностями осадконакопления и постепенно уменьшающуюся в ходе развития осадочной породы, и П. вторичную, связанную с наложенными эпигенетическими процессами, сопровождающимися выносом вещества. Особенно велика вторичная П выщелачивания в карбонатных породах, возникающая, например, при карстообразо- вании.

П. различных типов горных пород колеблется от долей процента до 40 % и более. П. глинистых пород, как общая, так и открытая, зависит прежде всего от глубины их погружения. П открытая на глубинах погружения в несколько сот метров равна 25—35 %, а на глубинах более 3—4 км обычно составляет первые проценты, иногда доли процента. Скорость уменьшения П. с глубиной зависит от состава глинистых пород, скоростей прогибания, особенностей строения разрезов и т. д Закономерности изменения П глинистых пород хорошо изучены и позволяют определять глубины максимального палеопогружения осадочных толщ с точностью до 100—200 м. П. обломочных пород также закономерно уменьшается с глубиной, но эти закономерности гораздо сложнее. этапы медленного снижения' П сменяются скачками, когда в интервале глубин всего 100—200 м П падает на 5—6 % и более. Кроме того, П обломочных пород сильно зависит от содержания в них цемента; например, при содержании карбонатного цемента 25—30 % П. открытая составляет первые проценты даже на самых малых глубинах. П. карбонатных пород зависит главным образом от .первичных их особенностей: органогенные и обломочные из

вестняки обычно обладают значительно большей пористостью Закономерности падения П. карбонатных пород с глубиной сложны и плохо изучены. При уменьшении межзерновой П. возрастает способность пород к растрескиванию Поэтому в целом при возрастании глубин погружения доля трещинной П. увеличивается Для определения П. используются различные лабораторные методы исследования образцов горных пород, методы исследования пластов гидродинамические, а также методы промысловой геофизики

ПОРИСТОСТЬ АБСОЛЮТНАЯ (общая, полная, коэффициент абсолютной пористости) —отношение объема всех пор, содержащихся в горной породе, к ее объему. Пористость абсолютная слабо сцементированных песчаников практически совпадает с их открытой пористостью, разница между этими величинами растет в ходе прогрессивного эпигенеза или при увеличении глинистости породы П а измеряется с помощью лабораторного метода Мельчера, основанного на тщательном дроблении образца породы для определения объема его минерального скелета V3 пикнометрическим способом Объем образца Vo определяется с помощью взвешивания насыщенного керосином образца в воздухе и в керосине П. а. пга находится по формуле пга = = 1 - V3/Vo.

ПОРИСТОСТЬ ОТКРЫТАЯ (коэффициент открытой пористости) —отношение объема сообщающихся друг с другом пор горной породы к ее объему Величины открытой пористости и абсолютной пористости слабо сцементированных песчаников практически совпадают. Разница между этими величинами возрастает в ходе прогрессивного эпигенеза или при увеличении глинистости горных пород. Обычно П. о. поровых коллекторов меняется в пределах от 10 до 20 %, но могут встречаться также более низкие и более высокие ее значения. В случае трещинных коллекторов значения П. о, обеспечивающие возможность промышленной эксплуатации месторождения, могут быть значительно ниже — вплоть до 2—3 %. При увеличении давления П. о. горной породы уменьшается и

может при давлениях 5-Ю7 Па составлять 60—80 % от первоначального значения. Для определения П о используются лабораторные методы изучения образцов горной породы и гидродинамические методы исследования пластов, а также методы промысловой геофизики К лабораторным относятся методы насыщения и волюметрический, отличающиеся способами определения объема минерального скелета образца горной породы вместе с содержащимися в нем закрытыми порами. При методе насыщения для этой цели взвешивают сначала сухой образец в воздухе Рь а затем насыщенный керосином образец в керосине Р2 и в воздухе Р3 П о. то определяют по формуле то = (Р3 — Р1)/(Рз — — Р2). При волюметрическом методе для определения объема минерального скелета вместе с закрытыми порами измеряют изменение давления в камере с образцом, используя при этом закон Бойля — Мариотта Для определения П. о по данным гидродинамических исследований пластов используют методы, основанные на неустановившейся фильтрации.

ПОРИСТОСТЬ ЭФФЕКТИВНАЯ (коэффициент эффективной пористости)— коллекторское свойство горной породы, обусловливающее фильтрацию в ней жидкости Количественно П э определяется коэффициентом П э, равным отношению объема пор, в которых может происходить фильтрация жидкости, к общему объему горной породы При движении жидкости в породе из-за сложности структуры порового пространства, заполненного жидкостью, не все оно участвует в движении этой жидкости Поэтому коэффициент П. э не имеет достаточно точного количественного определения, так как выделить долю пор, участвующих в фильтрации, принципиально невозможно Часто под П э понимают разность между открытой пористостью и долей пор, занятых остаточной водой (см водонасысцен- ность остаточная-^ В этом случае понятие П э также не является строго определенным, так как значение коэффициента остаточной во- донасыщенности зависит от способа

его определения Если коэффициент остаточной водонасыщенности определен, например, способом центрифугирования, то П э. называется статической полезной емкостью коллектора, если же этот коэффициент определен методом полупроницаемой мембраны, то П.э. называется динамической полезной емкостью коллектора.

ПОРОДА ГОРНАЯ — естественный твердый минеральный агрегат определенного состава и строения, образующий в земной коре тела различной формы и размера По своему происхождению П г делятся на три большие группы осадочные, изверженные (магматические) и метаморфические

ПОРОДА НЕФТЕМАТЕРИНСКАЯ— осадочная порода, содержащая органическое вещество, которое способно при вступлении в главную зону нефтеобразования (температура от 50—60 до 150—170 °C) генерировать нефть Следует различать стадии развития Пн- 1) потенциально нефтематеринская, т е еще не реализовавшая свой потенциал нефтегенерации; 2) нефтепроизводящая или нефтепроизводившая, еще не исчерпавшая свой потенциал; 3) бывшая нефтематеринская, уже утратившая способность генерировать нефть Одним из главных диагностических признаков первой стадии развития П н является присутствие в ней битумоидов паравтох- тонных, а второй и третьей стадий — битумоидов остаточных

ПОРОДЫ ГАЛОГЕННЫЕ — осадочные горные породы, образующиеся на всех фазах галогенеза П г слагают галогенные толщи очень значительной мощности (до 1,5 км и более) и протяженности (до 3000 км и более), которые в нефтегазоносных толщах играют роль региональных покрышек.

ПОРОДЫ ГЛИНИСТЫЕ — осадочные горные породы, сложенные более чем на 50 % частицами размером менее 0,01 мм (пелитовой размерности), среди которых преобладающими являются глинистые минералы В П г. присутствуют также обломки кварца, реже полевых шпатов и др минералов, а также карбонатные, реже сульфатные и др частицы

разного происхождения. В зависимости от количества, состава и размера этих частиц П. г. являются алевритовыми (алевритистыми), известковыми (известковистыми), кремнистыми ит. д. П. г. в подавляющей массе терригенные — они формируются за счет переотложения глинистых минералов, образовавшихся в корах выветривания областей сноса (как редкое исключение, П. г. бывают сложены в основном хемогенными минералами). П. г. являются самым распространенным типом пород земной коры. Обычно П. г. полиминеральны, и в них одновременно встречаются все наиболее распространенные глинистые минералы: гидрослюды (иллиты), смеша- нослойные минералы, монтмориллониты, хлориты, каолинит. «Лишь изредка встречаются П г. с резким преобладанием одного глинистого минерала, например каолинита (каолины), монтмориллонита (бентониты) и некоторых других. По способности к размоканию в воде П. г. подразделяются на глины (самопроизвольно набухают или превращаются в пластичную массу), уплотненные глины (разминаются пальцами), аргиллитоподобные глины (с трудом разминаются в ступке) и аргиллиты (не размокают, а только раскалываются при ударе).

При увеличении глубины погружения П. г. уменьшаются пористость, пластичность, набухаемость и раз- мокаемость в воде, возрастают плотность и способность к растрескиванию. По изменению всех этих параметров П. г. возможно выделить четыре степени их уплотнения: а) П. г. слабого уплотнения представлены в основном глинами, характеризуются открытой пористостью более 13 % и лишены трещин; б) П. г. умеренного уплотнения также представлены главным образом глинами, но среди них встречаются уплотненные глины; пористость колеблется в пределах 8—13 %, трещиноватость слабая; в) П г сильного уплотнения с открытой пористостью от 4 до 8 % и заметной трещиноватостью представлены уплотненными и аргиллитоподобными глинами; г) П. г. очень сильного уплотнения представлены лишь аргиллитоподобными глинами и аргиллитами с открытой пористо-

стью меньше 4 % и значительной трещиноватостью От одной степени уплотнения к другой трещиноватость растет скачками.

Постепенное уменьшение с глубиной открытой пористости П. г. может быть использовано в качестве твоего рода «максимального геологиче ского манометра» для оценки в пер вом приближении максимального погружения. С этой целью строится кривая изменения открытой пористости П г. для какой-либо конкретной осадочной толщи в районах, где ее современная глубина залегания близка к максимальной. Затем определения открытой пористости П. г этой толщи в неизученных районах наносятся на эту кривую, и определяется искомая глубина максимального погружения. Использование кривых, построенных по одной толще, для определения максимальной глубины погружения другой недопустимо, поскольку изменение открытой пористости П. г. в большой мерс зависит от особенностей строения толщ, их возраста, состава пород и др. факторов катагенеза, а нс только от глубины их погружения П. г. являются самыми распространенными покрышками для залежей нефти и газа. Свойства этих покрышек очень тесно связаны со степенью уплотнения, поскольку в ходе процесса уплотнения П. г. растет способность их к растрескиванию и возрастает вероятность ухудшения экранирующих свойств. П. г. характеризуются наиболее высокими концентрациями РОВ и потому являются основными нефтематеринскими свитами

ПОРОДЫ ИЗВЕРЖЕННЫЕ (магматические)— образованные из магмы в результате охлаждения и затвердевания. По глубинам образования делятся на глубинные (интрузивные) и излившиеся на поверхность (эффузивные). Интрузивные горные породы делятся на абиссальные — застывшие на больших глубинах, гипабиссальные— образовавшиеся на умеренных глубинах и субвулканические — формирующиеся вблизи поверхности. Чем больше глубина образования П. и., тем более полнокристаллическими они являются Степень кристалличности зависит и от

объема интрузий: чем больше объем, тем крупнее кристаллические зерна. Неизмененные эффузивные породы называются кайнотипными. При погружении они раскристаллизовыва- ются (получают название палеотип- пых) и приближаются по структуре к субвулканическим и гипабиссальным П. и По содержанию кремнезема П. и. делятся на кислые (SiO2 65—80 %), средние (около 60 %), основные (около 50 %) и ультраос- повпые (менее 45 %). При значительном количестве щелочей П. и. относятся к щелочным, причем из минералов с большим содержанием щелочей в них могут присутствовать в порядке роста содержания щелочей почти только полевые шпаты (калиевые полевые шпаты, плагиоклазы), полевые шпаты и фельдшпатоиды (нефелин, лейцит) или только фельдшпатоиды (см. табл. П.З).

ПОРОДЫ ИНТРУЗИВНЫЕ —см. породы изверженные.

ПОРОДЫ КАЙНОТИПНЫЕ — см. породы изверженные.

ПОРОДЫ КАРБОНАТНЫЕ — осадочные горные породы, на 50 % и более сложенные карбонатными минералами. Широко распространены в осадочном чехле (в среднем 20— 25 %) П. к, сложенные кальцитом (известняки), доломитом (доломиты) и смешанные породы (доломито-из- вестияки). Остальные П к (сидериты, магнезиты и др ) имеют ограниченное распространение. П к по генезису могут быть хемогенными (многие П к. зернистой структуры), органогенными (рифы, биогермы и пр ) и обломочными (в том числе обломочные, состоящие из обломков карбонатных пород, и органогеннообломочные, состоящие из обломков скелетов организмов). П к. ряда известняк— доломит очень часто являются коллекторами, обычно трещинного типа

Особенно много П. к. в разрезах древних платформ и примыкающих к ним краевых систем. На молодых платформах, в их краевых системах и особенно в прогибах внутри складчатых областей П. к. гораздо меньше. Пропорционально распределяется и доля запасов нефти и газа, содержащихся в П. к разных тектонотипов. Плотности запасов УВ в оса

дочных бассейнах не зависят от доли П к. в их разрезах до тех пор, пока эта доля не превышает 70 %, после чего плотности заметно уменьшаются.

ПОРОДЫ КИСЛЫЕ — см. породы изверженные.

ПОРОДЫ КЛАСТИЧЕСКИЕ — см. породы обломочные.

ПОРОДЫ КРЕМНИСТЫЕ —преимущественно осадочные горные породы сложенные более чем на 50 % свободным или водным кремнеземом. П. к. могут быть органогенными, хемогенными, вулканогенно-осадочными. По минеральному составу П. к бывают опаловые, кристобалитовые, халцедоновые и кварцевые. В осадочных толщах из органогенных П. к. наиболее часто встречаются диатомиты, спонгалиты, радиоляриты; из пород, генезис которых не всегда может быть определен достоверно, — опоки и трепелы (все перечисленные породы в основном сложены опалом). Среди некоторых метаморфизованных осадочных и осадочно-вулканогенных толщ широко распространены яшмы, фтаниты, лидиты (сложены кварцем и халцедоном). К П к. по составу примыкают доманикиты, в которых содержание свободного кремнезема достигает 30 % и более

ПОРОДЫ КРИСТАЛЛИЧЕСКИЕ — горные породы кристаллического строения Поскольку среди осадочных пород П. к. встречаются редко, обычно под этим названием понимают только магматические и метаморфические породы.

ПОРОДЫ МАГМАТИЧЕСКИЕ —см. породы изверженные

ПОРОДЫ МЕТАМОРФИЧЕСКИЕ — см метаморфизм

ПОРОДЫ МУСОРНЫЕ (смешанные, хлидолиты, паттумы, миктиты, мик- столиты) — неотсортированные песча- но-алеврито-глипистые породы, в которых содержание частиц каждого из трех классов не достигает 50 %. ПОРОДЫ ОБЛОМОЧНЫЕ (кластические, кластогенные) — рыхлые или сцементированные горные породы, сложенные на 50 % и более обломочными частицами, образованными за счет дезинтеграции материнских пород. П. о различают по размеру слагающих их частиц (пески, алевриты,

Классификация изверженных пород по

Условия образования

Ультраосновные

Основные

Средние

3 ' я я я

сх

я S

Абиссальные

Перидотит, Пироксенит

Габбро

Диорит

Гипабиссальные и субвулканические

Пикрит

Диабаз

Порфирит, спессартит, керсантит

3 я я я

-е- -его

Кайнотипные

Палеотипные

Пикрит

Пикритовый порфирит

Базальт

Диабаз, спилит

Андезит

Порфирит

грубообломочные породы), по составу частиц (мономинерально- кварцевые, аркозы, граувакки и т. д.), по характеру цемента. Песчаные породы являются самыми распространенными поровыми коллекторами. Глинистые породы относить к П. о. неправильно, так как они образуются за счет химических преобразований материнских пород, а не их механической дезинтеграции. Вместе с глинистыми породами П.о. объединяются в терригенные породы.

ПОРОДЫ ОРГАНОГЕННЫЕ — рыхлые или сцементированные породы, сложенные на 50 % и более скелетами организмов или их обломками. По вещественному составу П. о. являются преимущественно карбонатными (известняки, иногда доломиты), значительно реже кремнистыми (опаловые, халцедоновые) и редко фосфатными. П. о подразделяются по групповой принадлежности органогенных остатков, их целостности, по характеру цемента и т. д. П. о., особенно карбонатные (и в частности, рифогенные), обладают сравнительно высокой первичной пористостью и проницаемостью Сохраняя ее в дальнейшем, они нередко являются коллекторами крупных углево-

дородных скоплений (см рифы ископаемые) .

ПОРОДЫ ОСАДОЧНЫЕ — горные породы, возникшие в результате преобразования в термобарических условиях поверхностной части земной коры осадков. представляющих собой выпавшие механическим или химическим путем продукты разрушения более древних пород, извержения вулканов, жизнедеятельности организмов и растений. По происхождению П. о. можно разделить на терригенные. пирокластические, хемоген- ные и органогенные.

ПОРОДЫ ОСНОВНЫЕ — см породы изверженные.

ПОРОДЫ ПАЛЕОТИПНЫЕ — см породы изверженные.

ПО РОД ЫП И РОКЛ АСТИ Ч Е-

СКИЕ — осадочные обломочные породы, состоящие на 50 % и более из продуктов вулканических извержений, т. е. из пирокластического обломочного материала. При содержании последнего более 90 % П п. относятся к туфам, от 90 до 50 % — к туффитам, менее 50 % — к туфогенным разностям соответствующих осадочных пород. П. п. подразделяются: по размерам пирокластических частиц (грубообломочные, псаммито-

ТАБЛИЦА П 3

составу и условиям образования

Кислые

Щелочные

с полевыми шпатами

с полевыми шпатами и фельдшпатоидами

с фельдшпатоидами

Гранит

Сиенит

Нефелиновый сиенит, тералит, эссексит

Ийолит, уртит

Гранит-порфир, кварцевый порфир, аплит, фельзит-порфир

Сиенит-порфир, бостонит, вогезит

Нефелиновый сиенит, мончикит

Ийолит-порфир

Липарит

Кварцевый порфир

Трахит‘

Трахитовый порфир

Фонолит, тефрит

Нефелинит, лейцитит

вые, алевритовые и пелитовые), по агрегатному состоянию этих частиц (витро-, кристалле-, литокластиче- скре) и по составу магмы (основные, средние, кислые; с возможными уточнениями — базальтовые, андезитовые, линаритовые и т. д.). П п. могут быть рыхлыми и в различной степени сцементированными, рыхлые алевропелитовые П. п. называются «вулканический пепел».

Среди П. п. возможны породы-коллекторы порового, реже трещинного типа. Однако в целом, по сравнению с обычными нормальными (терригенными) песчаниками, туфы и туффи- ты обладают относительно худшими коллекторскими свойствами, что объясняется присущей П. п крайне плохой сортировкой пирокластического обломочного материала и сравнительно легкой изменяемостью тонких, алевропелитовых частиц вулканического стекла, особенно в условиях гальмиролиза. Залежи газа встречены, например, в П. п. Якутии на Нед- желинском месторождении.

ПОРОДЫ СМЕШАННЫЕ —см породы мусорные.

ПОРОДЫ СРЕДНИЕ —см. породы изверженные

ПО РОДЫСУЛЬФАТ Н Ы Е — хемо-

генные породы, входящие в группу галогенных, сложенные на 50 % и более сульфатами, в основном кальциевыми (гипс, ангидрит).

ПОРОДЫ ТЕРРИГЕННЫЕ — осадочные горные породы, сложенные преимущественно терригенными минералами Наиболее распространенные типы Пт. — песчаники, алевролиты и глинистые породы.

ПОРОДЫ ТУФОГЕННЫЕ —см. породы пирокластические.

ПОРОДЫ УЛЬТРАОСНОВНЫЕ — см породы изверженные.

ПОРОДЫ ХЕМОГЕННЫЕ — осадочные горные породы, сложенные преимущественно хемогенпыми минералами Наиболее распространенные типы П. х. — первичные доломиты, сульфаты, соли

ПОРОДЫ ЩЕЛОЧНЫЕ —см. породы изверженные.

ПОРОДЫ ЭФФУЗИВНЫЕ —см. породы изверженные.

ПОРФИР — см. породы изверженные.

ПОРФИРИНЫ — тетрациклические азотсодержащие органические соединения, основой структуры которых является порфириновое ядро, состоящее из четырех связанных друг с другом пиррольных колец.

Химическая структура ванадилпорфнрина

П. обнаружены в современных осадках и в различных формах ископаемого ОВ. П., присутствующие в нефтях, иногда называют петро- порфиринами. Содержание П. принято выражать в мг/100 г нефти. Известны нефти, содержащие 200 мг и более порфиринов на 100 г нефти. Высокое содержание П. обычно характерно для тяжелых высокосмолистых и высокосернистых нефтей В битумоидах РОВ пород содержание П. может превышать 0,04 % В зависимости от числа и характера заместителей, входящих в структуру П, последние подразделяются на четыре группы — этиопорфирины, фил- лопорфирины, дезоксифиллоэрибро- этиопорфирины (ДФЭП) и родопор- фирины. Наличие в битумоиде 11 этио- и филло-типов иногда рассматривается как свидетельство их генетической связи с гемином, в то время как П. ДФЭП-типа ближе по структуре к хлорофиллу. П. филло- типа обычно являются преобладающей группой нефтяных 11 П. относится к так называемым хемофосси- лиям Биологическими предшественниками П. принято считать широко распространенные в живой природе пигменты порфириновой структуры (хлорофилл растений, бактериохлорофилл, гемин животных и др.). Молекула некоторых пигментов (хлоро-

филла) содержит кроме порфиринового ядра фитольную боковую цепь С2о, которую можно считать исходным материалом для образования еще одной группы хемофоссилий — фитана, пристана и др изопреноидных алканов

П. живого и ископаемого ОВ находятся в виде металлопорфиринов — металлоорганических комплексных соединений, в которых атом металла (магния в хлорофилле, железа в гемоглобине, ванадия и никеля в ископаемых П) соединен с азотом пиррольных колец хелатными связями Свободные (не содержащие металл) П менее стабильны по сравнению с металлопорфиринами и почти не встречаются в ископаемом состоянии. Предполагается, что замещение магния и железа порфириновых пигментов на ванадий и никель ископаемых П завершается на стадиях протокатаюпеза ОВ Высокое содержание ванадия П в некоторых сернистых и высокосернистых нефтях рассматривается иногда как результат вторичного накопления в процессе биодеградации нефти (за счет новообразованных бактериальных пигментов) Определение содержания П. и их типа производится спектрофотометрическими методами Нефти и природные битумы с высоким содержанием ванадилпорфиринов являются сырьем для получения ванадия ПОРФИРИТ — см породы изверженные

ПОРЫ КАПИЛЛЯРНЫЕ (каналы) — соединяющиеся между собой пустоты и трещины в горных породах, в которых жидкости (вода, нефть) и газы могут перемещаться под действием капиллярного давления Размер каналов округлой формы принимается равным 0,508— 0,0002 мм, размер трещин —0,25— 0,0001 мм Более мелкие пустоты называются субкалиллярпыми, а более крупные—суперкапиллярпыми В субкапиллярах движение подчиняется законам вязко-пластических жидкостей, в капиллярах и суперкапиллярах— законам гидромеханики для ньютоновских жидкостей. Резкой границы в этом отношении между ними нет.

ПОРЫ СУБКАПИЛЛЯРНЫЕ (каналы) — см. поры капиллярные.

ПОРЯДОК — таксономическая единица в систематике растений. Объединяет ряд близких семейств (или надсемейств). Подразделяется па подпорядки. Близкие П. могут объединяться в надпорядки.

ПОРЯДОК тектонических структур — классы структур земной коры, отличающиеся по размеру. Исторически сложилось так, что при выделении порядков сравнительно небольших структур в основном использовался принцип их соподчи- ненности, базирующийся на формуле. «что на чем» При выделении же крупнейших структур применялся принцип относительности режима тектонического развития (платформы — геосинклинали). Фактически оба принципа подменяют масштабность (первый на региональном уровне, второй на глобальном) Только масштабность позволяет выделить последовательные порядки структур всех размерностей (от локальных до глобальных) В качестве меры масштаба используются 1) площади структур, 2) их протяженность; 3) объем осадков, слагающих структуры. Последнее при выделении порядков структур осадочного чехла особенно важно для геологов-нефтяников, поскольку распределение масс осадочных пород оказывает наибольшее влияние па нефтегазоносность.

Ориентируясь на наиболее часто встречающиеся размеры структур земной коры и учитывая их соподчи- ненность и режим развития, целесообразно выделять следующие порядки (табл П 4) В пределах подвижных территорий при определении порядков структур следует ориентироваться на их протяженность по длинной оси, а на стабильных территориях — на площади структур Объемы пород осадочного слоя, слагающего структуру одного порядка в пределах гсосипклипальпых и платформенных областей, примерно одинаковы Однако их нельзя использовать при выделении порядков в областях, лишенных осадочного слоя Указанные в таблице граничные значения размеров являются наиболее часто встречающимися Максимально возможные отклонения от них составляют ±40 % Это означает, что если структура имеет значения

близкие к граничным, то ее можно относить к более высокому, или более низкому порядку, используя принцип соподчиненности Если она представляет собой единую структуру, не осложненную структурами, попадающими в тот же диапазон размеров, то ее следует' оставлять в более низком масштабном ряде. Если же структура осложняется объектами, которые по своим размерам могут быть отнесены к тому же классу, то ее следует перевести в более высокий масштабный ряд.

В качестве примеров структур глобального масштаба можно привести Тавро-Кавказскую геосинклинальную область, Сибирскую и Африканскую платформы В качестве структур суб- глобалыюго масштаба выступают Карпатско-Балканская эпигеосинкли- пальная орогенная система, Канадский щит, Русская плита Структурами надрегионального порядка являются, например. Балтийская синеклиза, Волго-Уральская аптеклиза, Аппалачский мегантиклинорий, Ипья- ли-Дербинский мегасипклинорий. В качестве региональных структур (I порядка по сложившейся терминологии) выступают: Мелекесская впадина, Татарский свод, Централь- посуматринский синклинорий Структурами субрегиональными (или структурами II порядка) являются* валы, депрессии на платформах и мегантиклинали и мегасинклинали на подвижных территориях. В качестве объектов локального уровня (или III порядка) на платформах выступают положительные и отрицательные локальные структуры, а в геосинклинальпых областях — антиклинали и синклинали Глобальные, субглобальпые и надрегиональные структуры получают развитие (по вертикали) в пределах всей земной коры Региональные структуры охватывают значительную ее часть. Субрегиональные структуры захватывают осадочный и гранитный слои, и, наконец, локальные структуры выражены в основном в пределах осадочного слоя. Структуры глобального, субглобального, надрегионального и регионального уровней обеспечивают протекание всех стадий онтогенеза углеводородов в недрах (генерацию, миграцию, аккумуляцию и консервацию).

Порядки тектонических

Порядок (масштаб) тектонических структур

Подвижные территории

Отрицательные структуры

Положительные структуры

Протяженность, км

Глобальный

Геосинклинальные области

Эпигеосинклинальные орогенные области

>3000

Субглобальпый

Геосинклинальные системы

Эпигеосинклинальные орогенные области

1000-3000

Надрегиональный

Мегасинклинории

Мегантиклинории

300-1000

Региональный (I порядок)

Синклинории

Антиклинории

150-300

Субрегиональный (II порядок)

Мегасинклинали

Мегантиклинали

20-150

Локальный

(III порядок)

Синклинали

Антиклинали

До 20

Со структурами данного уровня связаны нефтегазоносные мегапровинции, провинции и области Субрегиональные и локальные структуры создают в основном условия для миграции, аккумуляции и консервации углеводородов С этими структурами в пределах нефтегазоносных провинций и областей связаны районы и зоны нефтегазонакоп- ления

ПОСА-РИКА ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится в Мексике, на побережье Мексиканского залива, в 160 км к северо-востоку от г Мехико и приурочено к зоне литологического замещения карбонатных пород на крупном локальном поднятии. Открыто в 1930 г Основные запасы приурочены к рифогенным известнякам свиты Тамабра мелового возраста, залегающим на глубине 2100—3175 м Залежь литологически экранированная. Нач. извл запасы нефти 270 млн т, газа — 35 млрд м3 Пл нефти — 0,849. Макс.

годовая добыча нефти 2,9 млн т (1974 г.).

ПОСТРОЙКИ ОРГАНОГЕННЫЕ — обособленные массивные карбонатные тела размерами не менее нескольких метров, образованные скелетами колониальных или прорастающих одиночных организмов, нараставших один на другой, захороненных на месте роста и образовавших устойчивый каркас, внутри и вокруг которого отлагались парагенетически связанные с ними осадки. Принципиальным отличием П. о. от пластов и линз др. органогенных пород является первоначальное образование П о как твердых тел на дне водоемов, представлявших особые биотопы, заселенные определенными биоценозами На участках П о скорость осадконакопления была намного больше, чем вокруг них, поэтому они и возвышались над поверхностью морского дна К П. о. относятся рифовые постройки, биогермы, биостромные массивы и пр. П. о. очень

ТАБЛИЦА П 1

структур континентов

Стабильные территории

Объем слагающих осадков, км?

Отрицательные структуры

Положительные структуры

Площадь, км2

Платформы

> 3 • 10е

> 2,3 • 107

Плиты

Щиты

8 • 105—3 • 10е

2,5 • 106—2,3 • 107

Синеклизы и авлакогены

Антеклизы и гряды

(1-8). 105

3,2 • 105—2,5 • 10е

-

Впадины и прогибы

Своды и мегавалы

1.10«—1 • 105

4 • 104—3,2 • 105

Депрессии и котловины

Валы и куполовидные поднятия

2 -102—1 • 10*

6 • 102—4 • 10<

Локальные отрицательные структуры

Локальные положительные структуры

(1-2). 102

(2-6) • 102

широко распространены в карбонатных толщах и могут служить признаком для систематизации карбонатных формаций. К П. о. приурочены весьма многочисленные залежи нефти и газа (см. рифы ископаемые^ .

ПОТЕНЦИАЛ-ЗОНД — трехэлектродный электрический каротажный зонд, в котором расстояние между парными электродами (токовыми АВ или измерительными MN) больше, чем расстояние между непарными. При измерении идеальным П.-з. кажущееся удельное электрическое сопротивление пропорционально потенциалу электрического поля в точке М, расположенной на расстоянии АВ от токового электрода А, создающего поле. Расстояние АМ является длиной П.-з, от него зависит глубинность исследования. Считается, что радиус исследования П.-з. соответствует его удвоенной длине (2АМ). Зонд с одним токовым электродом и двумя измерительными

называется однополюсным, зонд с двумя токовыми и одним измерительным электродами называется двухполюсным. Представление о типе, длине, расположении и назначении электродов зонда дает его обозначение. Буквенные наименования электродов зонда следуют сверху вниз, в порядке их расположения в скважине. Между ними проставляются межэлектродные расстояния в метрах. Например, зонд В 7,5 A 0,75М — двухполюсный П.-з. длиной 0,75 м.

ПОТЕНЦИАЛ НЕФТЕ(ГАЗО)ГЕНЕ- РАЦИИ — см. генерация нефти и газа.

ПОТЕНЦИАЛ ОКИСЛИТЕЛЬНО- ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫЙ (Eh) — способность передачи электронов восстановителем окислителю, т. е. разность потенциалов в системе окисляемое вещество — окислитель. Выражается в милливольтах В восстановительной среде Eh с 0, в окислительной — Eh > 0. За нулевое

значение Eh принимается потенциал пары Н2—2Н++2е при нормальных условиях Обстановка нефтяных и газовых месторождений характеризуется отрицательными значениями Eh. Иногда в качестве характеристики окислительно-восстановительной системы используется показатель гН (редокс).

ПОТЕНЦИАЛ САМОПРОИЗВОЛЬНОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ ДИФФУЗИОННО-АДСОРБЦИОННЫЙ — электродвижущая сила, возникающая па контакте двух растворов различной минерализации, разделенных перегородкой из горных пород Диффузионно-адсорбционный потенциал зависит от химического состава и концентрации контактирующих растворов и от литологии горных пород, из которых состоит перегородка, причем влияние литологии весьма существенно. Если перегородка, разделяющая растворы, состоит из чистых неглииистых песков, песчаников или карбонатных пород, то возникающий в скважине потенциал практически равен диффузионному потенциалу свободного контакта растворов (см потенциал самопроизвольной поляризации диффузионный). Наличие перегородки из глинистой породы приводит к изменению значения и знака диффузионного потенциала

Это связано с тем, что под действием разности потенциалов, существующей между твердой и жидкой фазой породы, вокруг твердых частиц породы адсорбируются анионы соли, а избыточные катионы концентрируются в слое раствора, непосредственно проникающего к частицам Образуется двойной электрический слой, в котором адсорбированные частицами анионы практически неподвижны, а перемещаются только катионы внешней обкладки слоя Это приводит к перезарядке соприкасающихся растворов менее концентрированный раствор заряжается положительно по отношению к глинам, которые насыщены более концентрированным раствором. Таким образом, чем больше в породе тонкодисперсного материала, тем большее количество ионов, принимающих участие в диффузии, являются катионами двойного слоя. Этот меха-

низм образования потенциалов ПС является основным, что и обуславливает хорошую дифференцированность кривой ПС, зависящую от содержания глинистой фракции в горной породе.'

ПОТЕНЦИАЛ САМОПРОИЗВОЛЬНОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ ДИФФУЗИОННЫЙ — электродвижущая сила, возникающая на контакте растворов различной минерализации вследствие диффузии ионов из более концентрированного раствора в менее концентрированный В результате диффузии в менее концентрированном растворе образуется избыток ионов, обладающих большей скоростью и соответствующйм знаком электрического заряда, а в более концентрированном растворе наблюдается избыток ионов с меньшей скоростью движения и с противоположным по знаку зарядом Возникающий диффузионный потенциал зависит от солевого состава и концентрации соприкасающихся растворов.

ПОТЕНЦИАЛ САМОПРОИЗВОЛЬНОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ ФИЛЬТРАЦИОННЫЙ — электродвижущая сила, возникающая при фильтрации жидкостей через горную породу под действием избыточного давления Значение фильтрационного потенциала в скважине зависит от химического состава и коллекторских свойств горных пород, а знак определяется направлением течения фильтрующейся жидкости. Обычно фильтрационный потенциал увеличивает амплитуду отклонения кривой ПС против проницаемых пластов. Параметр практически не изучен ПОТЕНЦИАЛ СЕДИМЕНТАЦИИ — см явления электрокинетические. г ПОТОК ТЕПЛОВОЙ — количество теплоты, переданное через изотермическую поверхность в единицу времени, выражается в ваттах (Вт) или ккал/ч (1 Вт = 0,86 ккал/ч). Возникновение П т. Земли обусловлено эндогенными процессами, протекающими в подкоровых и отчасти в коровых слоях планеты, а характер его распределения в литосфере определяется литологическими, тектоническими, физико-географическими и др факторами П. т. — один из главных энергетических источников геологических процессов на Земле. Расчет

т осуществляется по формуле Ф = X grad Г, где Ф — тепловой поток в (Вт), X— теплопроводность горных пород в Вт/(м-К), grad Г — геотермический градиент, К П т, отнесенный к единице площади изотермической поверхности, называется поверхностной плотностью П. т. и выражается в Вт/м2 или ккал/(м2- •ч). Средние значения поверхностной плотности П т. составляют в ккал/(м2-ч): по всем континентам мира 5,1-10“2, по Мировому океану 5,8-10~2 Минимальные значения отмечаются на докембрийских щитах (менее 3,6-10-2), максимальные — в осевых зонах океанических хребтов (21,6 -т- 28,8) • 10-2, поверхностная плотность П т в пределах древних платформ (Восточно-Европейская и Сибирская) 3,8-10-2, молодых платформ (Туранская, Скифская, Западно-Сибирская) 4,7-10-2, альпийских краевых прогибов (Индоло-Кубанский, Терско-Каспийский, Пред- копетдагский и др.) 3,8-10-2, на территориях Карпат 6,7-10-2, Большого Кавказа 6,5-10-2, Копетдага 5,0-10-2.

ПОЯС АРТЕЗИАНСКИХ БАССЕЙНОВ— надпорядковая единица гидрогеологического районирования, объединяющая группы артезианских бассейнов, располагающихся в широтных зонах на земном шаре. Выделяется семь поясов, включающих артезианские бассейны суши и океанических впадин, — арктический, бореальный, средиземноморский, экваториальный, южный, приантарктиче- ский, антарктический. Вокруг Тихого океана располагается тихоокеанский пояс артезианских бассейнов.

ПОЯС ВУЛКАНОГЕННЫЙ (вулканоген) — линейные или дугообразные зоны протяженностью от нескольких сот до нескольких тысяч км, сформированные преимущественно породами вулканического происхождения с подчиненными им осадочными и интрузивными (гранитоидными) образованиями. Различают несколько типов П. в.: 1) внутриматериковые — расположены па границе складчатых областей разного возраста (например, Центральноказахстанский девонский П. в.); 2) окраинно-материковые — расположены вдоль границ молодых складчатых систем (мезозоид и кай-

иозоид), материка и переходной области, материка и океана (например, Восточно-Азиатский П. в., занимающий положение между материковыми мезозоидами Верхояно-Чукотской области и кайнозоидами Корякско- Камчатской области, переходной от материка к океану; Западно-Американский П. в., расположенный на при- океанической части Сев. и Юж. Америки). Оба типа П. в. характеризуются развитием преимущественно наземно-вулканических образований различного состава от базальтов до липаритов, гранитоидных интрузий, континентальных, нередко угленосных отложений, прослаивающих вулканические породы и обособленных в небольших впадинах (например, Верхнепенжинская впадина, Ямско- Тауйская группа впадин ВосточноАзиатского пояса и т. д.); 3) П. в. островных дуг андезитового и анде- зит-базальтового состава, формирующиеся в континентальных и морских условиях. Термин П. в. прочно закрепился за первыми двумя типами, реже употребляется для третьего типа. ПОЯС ГЕОСИНКЛИНАЛЬНЫЙ — крупнейшая категория участков земной коры геосинклинального развития, имеющих огромную протяженность (тысячи км), большую длительность развития (несколько геотектонических циклов), ограниченных древними платформами или древними и океанической платформами В продольном и поперечном направлениях П. г. разделяется на геосин- клинальные области, отличающиеся временем гесинклинального развития и завершающей складчатости. В связи с 'этим П. г. обычно представляет собой совокупность геосинклинальных и складчатых областей. Примеры: 1) Тихоокеанский пояс, состоящий из складчатых областей герцинид, мезозоид и альпид и современных геосинклиналей; 2) зап. и центральная части Средиземноморского пояса, где выделяются каледониды, герциниды, альпиды и современная геосинклиналь Средиземного моря.

ПОЯС ГЛУБИННЫХ РАЗЛОМОВ— совокупность глубинных разломов, характеризующаяся значительной протяженностью (многие сотни и тысячи км) и шириной (многие десятки км), значительной глубиной заложе-

ния и проявления (до нижней части земной коры и до верхней мантии), длительностью и многофазностью развития (многие эпохи и даже пе риоды геологического времени). От глубинного разлома П. г. р. отличается не только тем, что обязательно объединяет несколько глубинных разломов, но и создает самостоятельные структуры земной коры, отвечающие по масштабу крупнейшим структурным единицам. Наиболее известны вулканогенные (вулкано-плутонические) пояса, обязанные своим происхождению П г. р. (на границе мезозойских и альпийских складчатых областей Вост Азии, в Казахстане и Сев. Тянь-Шане) К П г. р относятся и глубинные разломы срединноокеанических хребтов, с которыми связаны формирование глобальной системы рифтовых впадин, магматизм и повышенная сейсмичность П г р определяют подвижность и развитие многих островных дуг Например, Алеутский П. г р охватывает Алеутскую островную дугу (около 4000 км), распространяется к востоку от дуги на Аляске и к западу — до Верхоя- но-Чукотской мезозойской складчатой области, где отмечается высокая нео- тектоническая активность глубинных разломов и 6—7-балльная сейсмичность (район хр Черского)

ПОЯС ПОДВИЖНЫЙ — крупнейшие структурные элементы земной коры, характеризующиеся большими амплитудой и скоростью движений в сравнении с платформой Под категорию П п подпадает пояс геосин- клинальный пояс складчатый и любой крупный пояс, сочетающий гео- синклинальные, складчатые, эпиплат- форменпые орогенные структуры, краевые системы. П. п. не является единицей тектонической классификации, и это понятие обычно используется как термин свободного пользования для обозначения глобальных структур (или их совокупности), состоящих из блоков с различным типом тектонического режима и объединяемых по признаку высокой мобильности

ПОЯС СКЛАДЧАТЫЙ — наиболее крупная единица районирования складчатых территорий, возникшая на месте геосинклинального пояса, объединяющая пространственно свя-

занные между собой, обычно разновозрастные складчатые области, системы, разделяющие их срединные массивы и ограниченная платформами Примеры: Средиземноморский П. с., палеозойский П. с. Центральной Азии. Как глобальная структура земной коры П. с. всегда содержит зоны с промышленной нефтегазоносностью

ПОЯС ЭПИПЛАТФОРМЕННЫЙ ОРОГЕННЫЙ — крупный вытянутый участок платформы, вовлеченный в горообразование Различают два типа П э. о.: 1) П. э. о., возникший в результате активизации разновозрастных, преимущественно палеозойских складчатых областей и молодых платформ. Такие П.э. о образуются непосредственно на контакте с геосинклипальным поясом в период его преобразования в складчатость (например, П э о Высокой Азии) или развиваются независимо внутри областей распространения палеозойских и докембрийских структур (например, горный пояс, охватывающий Вост Саян, Байкало-Патомскос нагорье, Становой хребет); 2) П. э о, образовавшийся из активизированной дорифейской платформы на границе с формирующимся складчатым поясом более молодого, преимущественно мезозойско-кайнозойского возраста (например, Скалистые горы и система предгорных прогибов Сев Америки) Второй тип П. э о. по масштабу, скорее, относится к эпиплат- форменной орогенной области, так как сопределен со складчатой областью Развитие П э о сопровождается образованием глыбовых структур, складчатости вдоль разрывов, межгорных и предгорных впадин и прогибов с молассовым выполнением, надвигами и шарьяжами, нередко интенсивным интрузивным, реже эффузивным кислым магматизмом. Впадины и прогибы П э. о. часто содержат месторождения нефти и газа. Особенно богаты П. э о второго типа, где промышленные залежи сосредоточены в молассе и чехле активизированной платформы (впадины Скалистых гор, Ферганская впадина и т. д.).

ПРАВДИНСКОЕ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — расположено в Тюменской области, в 100 км на за-

пад-юго-запад от г. Сургут. Открыто в 1964 г. Мезозойско-кайнозойские отложения имеют мощи до 3300 м. Нефтеносность связана с отложениями верхней юры ^баоюеновская свита) и нижнего мела (мегионская и вартовская свиты) Месторождение приурочено к локальному поднятию на юго-зап. погружении Сургутского свода Поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания, имеет амплитуду 65 м и размеры 33 X X 16 км. Залежи выявлены в девяти пластах. Залежь в отложениях баженовской свиты имеет коллектор трещинного типа, все остальные — с коллекторами порового типа. Открытая пористость коллекторов снизу вверх в среднем увеличивается от 14 до 25 %, проницаемость изменяется от 0,03 до 0,3 мкм2 Залежи относятся к антиклинальным литологически ограниченным на периклиналях. Режим залежей водонапорный Залежь в отложениях баженовской свиты водой нс подпирается и обладает аномально высоким пластовым давлением. Все залежи нефтяные Дебиты от 18 до 150 м3/сут Нефти алкано-циклановые, плотность сверху вниз от 0,902 до 0,840, содержание (%): серы от 1,72 до 0,72, смол силикагелевых от 10,7 до 5,57, асфальтенов от 5,88 до 0,53, парафинов от 3,42 до 2,55 Газ, растворенный в нефти, состоит из (%): метана 89,6— 46,2, тяжелых углеводородов 48,5— 2,5, азота 3,48—1,56, углекислого газа 2,94—0,56.

ПРАДХО-БЕЙ ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — находится на сев. побережье Аляски (США), на вост, борту впадины Умиат и приурочено к крупной антиклинали 64 X X 32 км площадью 1500 км2. Антиклиналь срезана поверхностью несогласия и с запада ограничена сбросом. Месторождение открыто в 1968 г. Основные запасы нефти и газа приурочены к песчаникам Садлрочит пермско-триасового возраста, залегающим на глубине 2438—2742 м и имеющим пористость до 22 % и проницаемость до 0,265 мкм2. Нефтегазоносны также меловые и пенсильванско-миссисипские отложения (известняки). Залежи пластовые сводовые (триас), местами стратиграфически

экранированные и дизъюнктивно ограниченные. Нач. извл. запасы нефти 12,73 млн. т, конденсата — около 100 млн. т, газа свободного — 740 млрд. м3. Пл. нефти 0,833—0,898, содержание серы менее 1 %. Годовая добыча в 1981 г. достигла 75 млн т. ПРЕДАЛЬПИЙСКАЯ (МОЛАССОВАЯ) НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена на территории Австрии, ФРГ и Швейцарии, к северу от Альпийского хребта В тектоническом отношении представляет собой предгорный прогиб Её размеры 112X625 км, площадь 70 тыс км2, объем осадочного выполнения 119 тыс. км3, ориентировка восток-северо-восток. Начало освоения 1883 г Фундаментом прогиба служат метаморфические сланцы герцинского комплекса. Осадочные породы чехла (карбон, мезозойские системы, палеоген и неоген) имеют макс, мощи 7 км Большая часть осадочной толщи представлена кремнистыми песчано-глинистыми породами, мезозойские отложения (глины, песчаники, известняки) имеют мощи до 1700 м. Карбон представлен глинистыми песчаниками Несогласие в залегании пород отмечается по поверхности фундамента, между карбоном и триасом, триасом и юрой, юрой и мелом, между отделами мела, палеогеном и неогеном, а также между неогеном и антропогеном

Предальпийский прогиб имеет пологое слабо дислоцированное сев крыло и складчатое — юж , частично перекрытое альпийским надвигом. Нефтегазоносными являются пологие антиклинальные складки. Нефть и газ связаны с песчаниками и известняками триаса, нижней и средней юры, верхнего мела, палеогена и миоцена Залежи пластовые сводовые, часто дизъюнктивно и литологически ограниченные. Всего в бассейне открыто 47 месторождений нефти и газа (25 нефтяных). Все месторождения по своим запасам мелкие. Поиски в небольшом объеме продолжаются, в том числе и на больших глубинах. ПРЕДАППАЛАЧСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ —размещена в вост, части США и Канады, является типичным краевым, предгорным бассейном С юго-востока примыкает к Аппалачской складчатой

системе, а сев.-зап. крыло бассейна приурочено к Северо-Американской платформе. С севера ограничением служит Адирондакский выступ кристаллических пород Канадского щита, а с запада и северо-запада от соседних бассейнов отделяют межбассейновые поднятия сводов Цинциннати и Финдлей. С этой стороны и с юга закрытость неполная. По границе складчатого борта проходит пологий крупный надвиг (Аппалачский структурный фронт). С этим бассейном связано зарождение нефтегазовой промышленности США Первая скважина, давшая нефть, пробурена в 1859 г.

Провинция протянулась почти на 1200 км на северо-восток, а ширина ее достигает 320 км, площадь 380 тыс. км2. Объем осадочных пород 1,47 млн. км3, возраст палеозойский. Кристаллический фундамент докембрийский. Максимальная глубина его залегания превышает 9 км. Наиболее крупный региональный перерыв с угловым несогласием отмечается в нижнем ордовике (Бикментауп). Менее значительны перерывы в основаниях силура, девона и Пенсильвания. Морские отложения составляют около 80 % в составе осадков, из них 30 % приходится на карбонатные отложения. Бассейн в целом имеет асимметричную форму: пологий платформенный борт и крутой, сильно дислоцированный вост, складчатый, нередко осложненный взбросами, надвигами. Наблюдаются различия в характере разреза обоих крыльев, восточный преимущественно терригенно-обломочный, грубозернистый, западный карбонатно-глинистый и угленосный. Интенсивность тектонических движений существенно различна для платформенного и складчатого бортов На вост, борту развиты пологие локальные конседимен- тационпые поднятия с амплитудами, не превышающими 100 м, флексуры. Углы падения здесь составляют 25— 30°. На крутом зап. борту углы падения нередко составляют 30°, а амплитуды поднятий до 300 м. В разрезе выделяются три основных нефтегазоносных комплекса: кембрийско- ордовикский силурийско-нижнедевонский и верхнедевонско-пенсильванский. Региональными покрышками

служат верхнеордовикские и пенсильванские глины.

Размещение месторождений контролируется как структурными, так и литолого-стратиграфическими условиями. На платформенном борту распространены месторождения, контролируемые зонами выклинивания и литологическими ловушками (древние бары, береговые валы, песчаные линзы). Выявлено свыше 60 продуктивных горизонтов в диапазоне от кембрия до Пенсильвания. Наибольшее значение имеют нефтегазоносные горизонты миссисипия (пески Пококо), девона (пески Бежон) и силура. При движении от западной окраины бассейна в сторону его наиболее погруженной части наблюдается «омоложение» продуктивных горизонтов разреза, увеличение в них доли газа Нефтяные месторождения складчатого борта контролируются преимущественно линейными структурами, а газовые — куполовидными поднятиями на севере. Залежи разнообразного типа, чаще пластовые сводовые, иногда рифовые, к настоящему времени выявлено 670 нефтяных и 1050 газовых месторождений. Большинство из них мелкие по запасам. Наиболее крупными являются Бредфорд, Аллегейни, Ричберг. Начальные доказанные запасы нефти в бассейне 390 млн. т, конденсата 51 млн. т, газа (США) 1072 млрд. м3. Размещены они на глубинах от 700 до 4500 м. Начальные потенциальные геологические ресурсы УВ в бассейне оцениваются 6,8 млрд. т. Перспективы связываются с обнаружением глубокозалегающих газовых месторождений в вост, части провинции ПРЕДКАРПАТСКО-БАЛКАНСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — включает в себя краевой прогиб Восточных (Румынских) и Южных Карпат, Гетскую впадину, Пред- балканский прогиб, зап. погружение Добруджи и заключенную между ними Мизийскую плиту. Провинция ограничена малоперспективными и бесперспективными территориями Площадь провинции около 90 тыс. км2, длина (с запада на восток) около 450 км, ширина (с севера на юг) 200—350 км. Объем осадков оценивается примерно в 460 тыс. км3, в том числе палеозоя 230 тыс. км3, ме-

зозоя НО тыс. км3 и кайнозоя 120 тыс. км3 (?).

Основание бассейна на большей его части (Мизийская плита) представлено складчатыми байкальскими комплексами. Максимальная мощность пород чехла составляет: палеозоя до 4,5—5 тыс. м, мезозоя до 4 тыс. м, кайнозоя до 7—8 тыс. м. Максимальная глубина залегания кровли фундамента достигает 10—12 км (в Предкарпатском прогибе). Промежуточные структурные этажи не выделяются. Морские отложения достигают в разрезе осадочного чехла 65 %. Карбонатные породы составляют 35%. Краевые зап., юго-зап. и юж. части провинции характеризуются развитием глубокопогруженных линейно протягивающихся прогибов — Предкарпатского, Предбалканского, Гетской и Л омскойвпадин, где

складчатое основание погружено на большую глубину. Наиболее глубокая Фокшанская впадина в Предкар- патском прогибе имеет мощность только осадков неогена (по геофизическим данным) до 8—10 км. Мизийская плита представляет собой относительно приподнятую область, особенно в вост, и юго-вост, частях Интенсивность тектонических движений особенно высока в обрамляющих прогибах, где отношение амплитуды погружения к площади прогиба составляет (3—5)-10-4, и меньше в пределах Мизийской плиты — (1,6—2)*10-4. Наиболее высокая степень дислоцированности пород наблюдается в полосе, примыкающей к Альпийскому складчатому поясу. В Предкарпатье широко развиты тектонические покровы. Дислоцирован- ность пород усугубляется за счет проявления соляной тектоники. Невысокая степень дислоцированности характерна для Мизийской плиты.

Широко распространены залежи, связанные с ловушками комбинированного и неантиклинального типов. В Предкарпатском прогибе известны залежи в синклиналях, экранированных сбросами, стратиграфически экранированные. На Мизийской плите выделены шнурковые залежи, литологически экранированные, связанные с выклиниванием пластов или их фациальной изменчивостью, с выступами палеорельефа. К рифоподобным

постройкам приурочены несколько залежей в сенонских отложениях сев. части Мизийской плиты, а в ее юж. (болгарской) части и в Зап. Пред- балканье рифогенные ловушки отмечены в титон-валанжинском карбонатном комплексе. Наиболее протяженными покрышками в Предкарпатском прогибе являются верхнеэоценовая глинистая толща, нижнемиоценовые глинистые соленосные отложения, глины и эвапориты среднего и верхнего миоцена.

, Нефтегазоносные горизонты в разрезе П.-Б. н. п. распространены от верхнего девона до верхнего плиоцена. В девоне залежь связана с доломитами, имеющими пористость до 10 %. В триасовых отложениях нефтегазоносность связана с терригенными коллекторами нижнего и верхнего отделов, известняками и доломитами среднего триаса. Песчаники имеют пористость до 30 % при проницаемости 0,20—0,60 мкм2. Карбонатные коллекторы соответственно 15 % и 0,056 мкм2. В юре Мизийской плиты установлена нефтеносность нижне- и среднеюрских песчаников с пористостью 15—24 % и проницаемостью 0,04—0,70 мкм2. В разрезе мела залежи связаны с трещиноватыми доломитами и известняками неокома, а также с альбскими песчаниками (пористость 15—25%, проницаемость до 0,20 мкм2). Палеогеновые отложения нефтегазоносны в Предкарпатском прогибе. Регионально нефтегазоносной толщей здесь являются олигоценовые отложения, представленные флишем с горизонтами массивных песчаников; реже встречаются залежи в эоцене. Коллекторы палеогена имеют пористость обычно до 10—15 и лишь в отдельных случаях до 30 % при проницаемости до 0,13 мкм2 Залежи нефти и газа встречены почти по всему разрезу миоцена, но основное значение имеют гельветские и сарматские горизонты. Важным нефтегазоносным комплексом является также меотис Коллекторы неогена представлены песчаниками и песками с пористостью до 30 % и проницаемостью до 3,50 мкм2. В Предкарпатском прогибе, в северной, субмеридиональной его ветви преобладают нефтяные месторождения (за исключением внеш-

ней части); в районе изгиба Карпатской дуги развиты нефтяные и нефтегазовые; далее, в пределах Гетской впадины распространены нефтегазовые и газовые залежи. На Мизий- ской плите основные месторождения выявлены в сев. ее части, к западу от Бухареста. Преобладают здесь нефтегазовые месторождения. Всего открыто месторождений: 70 нефтяных, 93 нефтегазовых и 51 газовое.

ПРЕДНАНЬШАНСКИЙ НЕФТЕНОСНЫЙ РАЙОН (Цзюцюанский) —, простирается с запада на восток вдоль хр. Рихтгофена в Китае на высотах 2—2,5 км в виде узкой полосы площадью 7 тыс. км2. Представляет собой послегерцинскую предгорную впадину, ограничивающую Наньшан- скую горную систему с севера. Впадина выполнена континентальными мезозойскими и кайнозойскими отложениями, общая мощность которых достигает 9—10 км. Мезозойские образования залегают без резкого несогласия на морских песчаниках, известняках и аргиллитах верхнего палеозоя, а местами — силура. Внизу выделяется триасовая терригенная свита Сидагоу (700—1400 м). На нее несогласно налегает сероцветная нижнеюрская лунфэншанская свита (300—1100 м). Средне-верхнеюрские отложения несогласно лежат на нижнеюрских и представлены боло- скими малиновыми конгломератами (100—1300 м) и чицзиньбосской свитой конгломератов, песчаников и аргиллитов (600—1000 м). Меловые отложения выделены поверхностями несогласия как свита Хайхайпу. Она сложена красными и зелеными конгломератами, пестрыми песчаниками и аргиллитами. Палеоген-неогеновые отложения разделяются на три свиты (снизу вверх): Хашаогоу (150— 900 м), Байянхе (450 м) и Сулахэ (300—1800 м). Преднаньшанский прогиб в поперечном сечении имеет крутое юж. крыло и пологое сев, где отложения триаса и юры выклиниваются. В силу этого зона максимального погружения фундамента приближена к хр. Рихтгофена. В центральной части выступом фундамента прогиб разделяется на зап. (3 тыс. км2) и вост. (4 тыс. км2) впадины. Поднятие это характеризу-

ется выпаданием из разреза нижней части мезозоя и залеганием на поверхность фундамента верхнемеловых пород.

Основными продуктивными отложениями являются песчаники палео- ген-неогеновой глинисто-песчаной свиты Байянхе и меловые отложения .свиты Хайхайпу. Кроме того, промышленный приток нефти на Шию- гоу был получен из пермской свиты Дахуангоу (песчаники и сланцы с прослоями черных сланцев) и карбоновой свиты Тайюань (известняки, песчаники, песчанистые аргиллиты с прослоями угленосных пород). Нефтяные месторождения найдены в зап впадине Преднаньшанского прогиба На юж. борту впадины — три месторождения (с запада на восток — Яэрся, Лаоцзюньмяо, Шиюгоу), а на сев. борту — одно (Байянхе). На юге месторождения приурочены к антиклиналям. Залежи в них сводовые пластовые и стратиграфически дизъюнктивно ограниченные. На севере месторождение приурочено к флексуре: залежи нефти тектонически экранированные. Во всех случаях продуктивные горизонты представлены песчаниками. Дебиты скважин небольшие. Нефть имеет пл. 0,85—0,86, сильно парафинистая. Начальные извлекаемые запасы нефти на месторождениях: Яэрся 70 млн. т, Байянхе 7 млн. т, Лаоцюнмяо 20 млн. т и Шиюгоу 0,5 млн. т. Вост, впадина малоизучена и рассматривается как менее перспективная.

ПРЕДРИФСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — расположена в сев.-зап. части Марокко вдоль юж. подножия Рифского Атласа. В тектоническом отношении представляет собой передовой прогиб, выполненный мезозойскими и кайнозойскими отложениями. Его размеры 200 X X 250 км, площадь 36 тыс. км2, объем осадочных пород 41 тыс. км3. Начало освоения 1932 г. Фундаментом является герцинский складчатый комплекс, сложенный кварцитами, филлитами и серицитовыми сланцами Осадочная толща представлена эвапоритовыми осадками перми и триаса, известняками, мергелями и песчаниками юры и песчано-глинистыми отложениями неогена, отделенного от более древних слоев поверхностью

резкого несогласия. Мощи кайнозоя 3000 м, мезозоя 2500 м.

В области выделяется Предриф- ская складчатая зона (на севере), Сайская и Рарбская впадины (на юге). Месторождения приурочены к нарушенным антиклиналям, к моноклиналям, осложненным разрывами и горстовыми выступами фундамента в Предрифской зоне и Рарбской впадине. Коллекторами являются песчаники, известняки юры и неогена и трещиноватые кристаллические породы фундамента (палеозой). Залежи нефти и газа относятся к типам пластовых дизъюнктивно экранированных, массивйых, стратиграфически экранированных в эродированных блоках фундамента, и пластовых сводовых. Всего открыто 16 нефтяных и 2 газовых месторождения Нефть по своему удельному весу в большинстве случаев легкая, но в двух месторождениях (Батон и Уэд-Мел- лах) — тяжелая.

ПРЕДУОШИТСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (Аркома) — находится на стыке Северо-Американского кратона и сев оконечности впадины Галф-Кост (штаты Оклахома и Арканзас США). Представляет собой внутриплатформенную грабенообразную наложенную впадину. С запада она примыкает к зап. Внутреннему бассейну, а с востока — к Галф-Ко- сту. С юга впадину ограничивает складчатая горная система Уошита, а с севера — горы Бостон выступа Озарк Впадина вытянута в субширотном направлении на 400 км при ширине 35—80 км. Ее площадь 23,3 тыс. км2. Объем слагающих пород около 165 тыс. км3, почти целиком палеозойского возраста. Залегают они на докембрийском фундаменте, который погружен на глубину до 10 км. Региональные перерывы в осадконакоплении отмечены в нижнем силуре и миссисипии, Пенсильвании. Они сопровождаются угловыми несогласиями. Разрез преимущественно морской терригенный. Причем мощность только пенсильванских отложений превышает 5500 м. С севера и юга впадину ограничивают системы взбросов — сбросов. А горы Уошита несколько надвинуты на впадину по системе чешуйчатых надвигов. Складчатость каменноуголь-

ных отложений усиливается к бортам впадины, где развиты узкие, изоклинальные, асимметричные складки, нередко нарушенные сбросами. Углы падения здесь местами превышают 40°. В центре впадины пологие куполовидные поднятия, которые обычно и являются газоконхролирующими. Общая интенсивность тектонических движений во впадине достаточно высока (0,5 м/км2) Характерна блоковая тектоника.

Основные продуктивные горизонты заключены в Пенсильвании — основном нефтегазоносном комплексе: песчаники Атока и Морроу. Покрышками служат перекрывающие их глины. Пористость и проницаемость коллекторов контролируются стратиграфически, хотя предполагается, что разрывные нарушения могли служить каналами при миграции газа. Бассейн почти целиком газоносный. Причем свыше 95 % в составе газа занимает метан Известны два гигантских месторождения: Ред-Оук-Норрис и Кинта, содержащих более половины начальных доказанных запасов газа в бассейне. Они составляют 180 млрд. м3. Невыявленные ресурсы могут превышать эту цифру, поскольку изученность бассейна, особенно на глубину (силур — девон), невысока. Перспективы связываются также со статиграфическими ловушками в песчаниках нижнего Пенсильвания.

ПРЕДУРАЛЬСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — см. Южно- Предуральская нефтегазоносная область

ПРИАТЛАНТИЧЕСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ (Восточного шельфа Северной Америки) — расположена в пределах Атлантического шельфа и прибрежно-шельфовых зон Канады и США Промышленная нефтегазоносность, установлена в 1971 г Приурочена к перикон- тинентальной впадине в области сочленения орогенно-складчатых сооружений Аппалачей с Атлантическим океаном, протягивающейся в направлении СВ—ЮЗ от Лабрадора до Флориды на расстояние 4000 км при ширине 800 км. Площадь 1026 тыс км2, объем осадочного выполнения примерно 3 млн км3. Этот объем слагается из пород кайнозойского и мезозойского возраста максимальной

мощностью соответственно около 3000 м и 7000 м и палеозойскими отложениями, мощность которых достоверно не установлена. Для района Новошотландского шельфа, Большой Ньюфаундлендской банки и вост, шельфа о. Ньюфаундленд в разрезе отмечены перерывы между отложениями девонского и миссисипского, пермского и триасового, триасового и юрского возраста В основании карбонатно-терригенного разреза юры залегают соли, максимальная мощность которых достигает 900 м; разрез меловых отложений преимущественно терригенный с прослоями известняков; палеоген-неогеновые отложения представлены мелоподобными известняками и аргиллитами.

Продуктивность связана с породами палеогенового и мелового возраста По предварительной оценке потенциальные ресурсы нефти составляют 3640 млн. т, газа 2800 млрд. м3. В бассейне открыты три нефтяных и четыре газовых месторождения Нефтегазоконденсатное месторождение Сейбл на одноименном острове связано с песчаным баром размерами 32 X 1,6 км и насчитывает 17 нефтегазоносных горизонтов, приуроченных к палеогену, верхнему (?) и нижнему мелу и залегающих на глубинах 630—1860 м. Газоконденсатное месторождение Тебо приурочено к соляному куполу в 10 км юго-западнее о. Сейбл; в отложениях нижнего мела выделяется пять нефтегазоносных зон в пределах глубин 2915—3850 м. Кроме того, в 1972— 1974 гг. открыты: нефтегазовое месторождение Прилероз, нефтяные Ко- хасет и Адолфас, газоконденсатное Ситпольта.

ПРИЗНАКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ — все то, чем геологические объекты, содержащие залежи нефти и газа, отличаются от объектов, их не содержащих. П. н. делятся на прямые и косвенные. К прямым П. н. следует относить выходы нефти и газа на земную поверхность, нефтега- зопроявления в горных выработках (скважинах, шахтах, шурфах и т. п ), наличие битумов в породах, жидких и газообразных УВ в пластовых водах, тяжелых УВ с преобладанием высших гомологов в газах. Прямые П н. не могут быть непосредственно

привлечены для количественной оценки нефтегазоносности геологического объекта К косвенным П. н. относятся такие особенности строения и развития геологических объектов, которые согласно эмпирически или теоретически обоснованным закономерностям свидетельствуют о наличии в недрах рассматриваемого объекта залежей нефти и газа. В зависимости от масштаба и типа геологических объектов в качестве косвенных П н выступают различные черты строения и развития этих объектов и в разных сочетаниях. Различают тектоническую, геохимическую и гидрогеологическую группы косвенных П н

Таким образом, косвенными признаками нефтегазоносности могут являться: приуроченность объекта к платформенной области; значительная мощность осадочного выполнения; присутствие в разрезе нефтега- зоматеринских свит; затрудненность водообмена; наличие антиклинальных структур и зон выклинивания проницаемых толщ, могущих содержать ловушки для нефти и газа; незначительность вторичных изменений коллекторов; надежность покрышек от регионального до локального уровней и многое другое. По мере укрупнения масштаба исследования все более частные и мелкие черты геологического строения выступают в качестве признаков, по которым возможно отделение продуктивных объектов от непродуктивных. Следует иметь в виду, что перечисленные и другие косвенные П. н. позволяют давать лишь вероятностную оценку возможности обнаружения залежей нефти и газа в недрах рассматриваемого объекта, поскольку существует немалое число примеров того, что продуктивными оказываются синклинальные структуры, трещиноватые зоны изверженных массивов, ловушки в условиях активной дизъюнктивной тектоники, значительного проявления магматизма и т д В формализованном виде косвенные П. н., свидетельствующие о наличии залежей нефти и газа, используются для количественной оценки нефтегазоносности (см. критерии оценки нефтегазоносности). При этом, чем крупнее объект, тем в большей мере к оценке его возможной нефтегазоносности

приложимы средние статистические значения тех или иных П. н.

ПРИКАСПИЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — занимает юго-вост. наиболее погруженную часть Русской платформы С востока ограничена складчатыми сооружениями Юж. Урала и Мугоджар, на юго- востоке и юге находится Южпоэм- бинское погребенное палеозойское поднятие и валообразные структуры на шельфе Сев. Каспия, на западе и севере — крутые тектонические уступы по отложениям палеозоя и докембрийскому фундаменту. Первый фонтан нефти получен в 1898 г. Общая площадь впадины около 500 тыс. км2, размеры по долготе и широте примерно 850 X 550 км. Объем осадков, выполняющих впадину, превышает 4 млн. км3; на долю палеозойских отложений приходится около 60 %, мезозойских — 30 % и кайнозойских— 10 %. Фундамент докембрийский, в отдельных районах, возможно, байкальский; максимальная глубина залегания кровли фундамента 15—16 км. Максимальная мощность пород палеозоя достигает 13 км, мезозоя — 4,5 км, кайнозоя — 3,5 км. Крупные стратиграфические и угловые несогласия во вскрытой части разреза по данным бурения установлены на границе девона и карбона, перми и карбона, с выпадением в приподнятых зонах осадков верхнего и среднего карбона, местами отсутствуют из-за размывов осадки отдельных ярусов нижней и верхней перми; крупное несогласие известно на границе верхней перми и триаса, осадки среднего триаса выпадают из разреза на значительной площади впадины; выше по разрезу возможно отсутствие аален- ского яруса, выпадают во многих разрезах келловей, Оксфорд, кимс- ридж и верхний волжский ярус, а в нижнем мелу — валанжин Несогласия фиксируются в предаптское время, предтуронское, между палеогеном и неогеном и в четвертичное время Морские отложения занимают свыше 90 % разреза, среди них карбонатных пород 20—25 %

В регионе выделяется два главных пруктурных этажа* подсолевой и надсолевой, отделяющиеся соленос- пым комплексом кунгура. По основ

ным несогласиям и другим характерным признакам в отложениях палеозоя намечаются отдельные структурные ярусы (подэтажи): девонско- турнейский, визейско-гжельский, нижнепермский подсолевой, нижнепермский соленосный, верхнепермский; в надсолевых мезозойско-кайнозойских отложениях: триасово-палеогеновый, неоген-четвертичный подэтажи. Доде- вонские глубокозалегающие части разреза не изучены. Впадина имеет чашеобразную форму с относительно более крутыми сев. и зап бортами; погружение к центру впадины происходит ступенчато, по разломам. Сложность и неоднородность глубинного строения впадины связаны с господством блоковой тектоники, сопутствовавшей формированию авлакогенов — Пачелмского, Новоалексеевского, Южноэмбинского, раздробившим регион на более и менее опущенные блоки по фундаменту и вышележащим породам, а также с окаймляющей впадину с юга и востока Астраханско-Актюбинской полосой поднятий фундамента. В связи с этим в осадочном чехле возникли так называемые структуры второго порядка, относительно приподнятые и опущенные крупные валообразные или сводовые поднятия и разделяющие их прогибы, размерами (100— 150) X (200—250) км, зафиксированные в мощностях осадков подсолевого и надсолевого комплексов. В подсолевых отложениях картина усложняется еще влиянием Камско- Кинельской системы прогибов в при- бортовых зонах на западе, севере и востоке впадины с характерной сменой полос развития терригенных и карбонатных пород в плане Типы локальных структур исключительно разнообразны в подсолевых палеозойских отложениях установлены сводовые (блоковые) поднятия, структуры облекания, цепочки брахи- антиклиналей и валообразных поднятий в прибортовых зонах, ориентированных параллельно обрамлению; их размеры от 10—15 до 30— 40 км, площадь до 2500 км2, амплитуды от 40—50 до 1000 м и больше. В надсолевых верхнепермских, мезозойских и кайнозойских отложениях развиты соляные купола от наиболее простых зародышевых форм (с соля-

ными подушками в ядре) до куполов-гигантов с площадью до 1000— 1500 км2 и более и высотой штока до 8—9 км. Общее число солянокупольных структур превышает 1700. Разные типы соляных куполов располагаются в бассейне закономерно, сменяя друг друга и подчиняясь региональным тектоническим факторам.

Для подсолевых палеозойских отложений основным региональным флюидоупором является соленосный комплекс кунгура с сульфатно-терригенной толщей в основании (филипповский горизонт), распространенный в пределах всей Прикаспийской впадины. В отдельных районах роль зональных и локальных покрышек выполняют глины тульского горизонта, глинистые известняки и доломиты окского надгоризонта, глинисто-кар- бонатные породы верейского горизонта. Иногда в зависимости от глубины допермского размыва известняки башкирского яруса перекрываются глинисто-карбонатной толщей артин- ского возраста. В надсолевых отложениях флюидоупорами являются глинисто-мергельные толщи верхнепермских и триасовых отложений, глинистые (угленосные) толщи средней юры, глины неокома, апта, альба. В разрезе установлено несколько промышленных и перспективных регионально нефтегазоконденсатоносных свит. В подсолевых отложениях это нижне-, средне-, верхнедевонские, терригенные и карбонатные отложения, нижне-, средне-, верхнекаменноугольные карбонатные и терригенные толщи, нижнепермские карбонатные и терригенные отложения. В падсолс- вом комплексе преимущественно нефтеносными являются терригенные отложения нижнего и верхнего триаса, средней юры и нижнего мела, обладающие разными ареалами продуктивности и содержащие различные по составу и свойствам нефти. В подсолевых отложениях выявленные месторождения располагаются в границах крупных сводовых выступов и ступенчатых блоков фундамента и подсолевого ложа. В над солевом комплексе продуктивные купола приурочены преимущественно к склонам региональных структур второго порядка. В подсолевых отложениях залежи массивные, массивно-пластовые,

пластовые, иногда с литологическими ограничениями. В надсолевом комплексе залежи пластовые сводовые полного контура, экранированные соляным штоком, сбросами в своде и на периферии, плоскостью несогласия в подошве трансгрессивного комплекса; реже литологически ограниченные. В границах Прикаспийской впадины в подсолевом палеозойском комплексе выявлено месторождений: газоконденсатных 14, нефтяных 12, нефтегазовых 3, газовых 1. В надсолевых отложениях открыто 66 нефтяных месторождений, 11 нефтегазовых, 3 газовых.

ПРИНЦИП ДАРВИНА (принцип неполноты геологической и палеонтологической летописи) — фундаментальное положение геологии, впервые сформулированное Ч. Дарвином, гласящее, что стратиграфическая летопись в виде толщ горных пород земной коры является неполной, так как более или менее значительная часть геологического времени в каждом конкретном регионе приходится на перерывы в накоплении осадков и потому не отражена в геологических напластованиях. Окаменелости, заключенные в геологических напластованиях, представляют лишь незначительный процент организмов, населявших Землю в прошлые геологические периоды как вследствие неполноты геологической летописи, так и потому, что многие организмы не сохраняются в ископаемом состоянии. ПРИНЦИП СМИТА (принцип био- стратиграфического расчленения и корреляции)—фундаментальное положение стратиграфии, впервые эмпирически выведенное В. Смитом и гласящее (в современной трактовке), что отложения можно различать и сопоставлять по заключенным в них остаткам древних организмов. Следствием П. С. является положение о различии фаунистических и флористических комплексов разновозрастных отложений (принцип палеонтологической сукцессии): ископаемые фауны и флоры следуют друг за другом в определенном, могущем быть выясненным порядке. Указанные положения - являются основой биостратиграфии.

ПРИНЦИП СТЕНО (принцип последовательности образования геологи-

ческих тел) — фундаментальное положение геологии, впервые сформулированное Н. Стено и гласящее (в современной трактовке), что временные отношения между геологическими телами определяются их первичными пространственными отношениями и генетическими связями. Следствием П. С. является, в частности, определение относительного возраста слоев в нормально залегающей серии отложений: каждый подстилающий слой будет древнее перекрывающего. ПРИРОСТ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА — величина абсолютного увеличения учитываемых балансами запасов, как результат проведенных поисково-разведочных работ, пересчета или переоценки параметров залежей. Различают: а) полный П. з. н. г., определяемый по формуле АЙ = R2 — Ri + Q, где R2 — запасы в конце периода; R\ — запасы в начале периода; Q — добыча нефти (газа), включая потери за рассматриваемый период; б) чистый П. з. н. г. — увеличение запасов либо уменьшение их в результате проведенных геологоразведочных работ без учета списания запасов, вследствие допущенных в прежние годы ошибок; в) удельный П. з. н. г. — отношение полного П. з. н. г., полученного в данном районе за определенный период, к объему проведенных за тот же период поисково-разведочных работ в натуральном или стоимостном выражении. П.з.н. г. принято выражать в тех же единицах, что и запасы соответствующих полезных ископаемых, т. е. нефть и конденсат — в тыс. т, газ — в млн м3.

ПРИСТАН (2,6,10,14-тетраметилпентадекан) — изоалкан С19Н40 с регулярным чередованием метильных групп, один из гидрированных аналогов природных ациклических (с открытой цепью) изопреноидов. Наряду с фитаном П. относится к числу наиболее распространенных изопреноидных углеводородов, обнаруженных в нефтях и битумоидах РОВ. Известны нефти, содержащие до 2,4 % П. (на нефть). В соответствии с существующими представлениями повышенное содержание П. в составе изопреноидных углеводородов характерно для нефтей, генетически связанных с ОВ, обогащенным зоопланк

тоном или остатками высшей растительности (см. отношение пристан! фитан).

ПРИЧЕРНОМОРСКО-КРЫМСКАЯ ГАЗОНЕФТЕНОСНАЯ ОБЛАСТЬ — охватывает юж. районы Украинской (Одесская, Херсонская, Запорожская и Крымская области) и Молдавской ССР. Первое газовое месторождение открыто в 1959 г., первое нефтяное — в 1961 г. Тектонически область приурочена к юж. части Восточно-Европейской платформы и к зап. части Скифской плиты. Степень закрытости средняя, на востоке область граничит с Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинцией, на юге — с Черноморской нефтегазоносной областью. Размеры: ср. длина 425 км (макс. 550 км), ср. ширина 125 км (макс, около 200 км). Общий объем осадков фанерозоя только в субаквальной части области 375 тыс. км3 (?). Простирание длинной оси субширотное. Возраст фундамента на севере области архейско- раннепротерозойский, на юге байкальский, герцинский и киммерийский (триасовый). Максимальная глубина залегания кровли фундамента 9 км. Промежуточный структурный этаж в центральной части области имеет возраст средний палеозой — средняя юра. Крупные региональные перерывы — предтриасовый, предмеловой, предверхнемеловой, предолигоцено- вый, ранненеогеновый.

Основные перспективы связывают с нижнемеловым, верхнемеловым — эоценовым, майкопским, а на западе — с силурийско-нижнекаменноугольным комплексами. Главные продуктивные комплексы области, нижнемеловой и палеогеновый. Нижнемеловой комплекс мощн. до 2500— 3000 м сложен преимущественно глинами, реже алевролитами, песчаниками, мергелями и вулканогенно-осадочными породами. Палеогеновый комплекс делится на две части: палеоценово-эоценовую и майкопскую (олигоценово - нижнемиоценовую). Нижняя часть комплекса продуктивна на Тарханкутском полуострове, где она сложена известняками, мергелями и глинами мощн. до 1100 м. Сходный ее разрез вскрыт на поднятии Голицына на шельфе Черного моря, где доказана промышленная га-

зоносность палеоценовых отложений. Более песчанистый разрез палеоцена — эоцена сокращенной мощности (до 500—600 м) развит в районе Сиваша и Сев.-Зап. Причерноморья. Майкопские песчано-глинистые породы в пределах области развиты практически повсеместно. Их мощность меняется от нескольких десятков метров (Новоселовское, Меловое и Октябрьское поднятия) до 800 м в районе Джанкойского и Стрелкового месторождений и до 2000 м в Михайловской впадине. Из средне-верхнедевонского перспективного комплекса (в основном карбонатного состава) получены притоки нефти (до 3,5 м3/сут) в Преддобруджинском прогибе. Определенные перспективы связывают с нижнедевонскими и силурийскими отложениями.

ПРОБА НЕФТИ ПЛАСТОВАЯ — проба нефти, поднятая с забоя скважины глубинным пробоотборником. Лабораторные исследования такой пробы позволяют определить некоторые свойства нефти в пластовых условиях— плотность, удельный объем, давление насыщения газом, вязкость, фракционный и групповой состав и др. По плотности и удельному объему определяются объемный коэффициент и усадка нефти. Вязкость, давление насыщения и объемный коэффициент составляют пластовую характеристику нефти.

ПРОБА ФИШЕРА — лабораторный метод определения выхода продуктов полукоксования твердых горючих ископаемых. Лабораторная перегонка проводится в стандартных условиях из алюминиевой реторты Фишера. Выход продуктов полукоксования в условиях применения П. Ф. или его полумикроаналога, разработанного П. К. Финкельштейн, дается при характеристике промышленных свойств анализируемого топлива в процентах на сухое вещество, в исследованиях же теоретического плана— только на О В

ПРОВИНЦИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ (НГП) — единица нефтегеологического районирования мегапровинций, соответствующая отрицательным геологическим объектам надрегионального масштаба (см. порядок тектонических структур) и являющаяся ассоциацией смежных нефте

газоносных областей с общими главными чертами регионального геологического строения, истории развития в течение всего времени существования осадочного чехла, условий нефтегазо- образования. НГП выделяются лишь в пределах платформ и краевых систем. Примерами НГП могут служить Волго-Уральская, Предкавказ- ская, Западно-Канадская и др.

ПРОВИНЦИЯ ПИТАЮЩАЯ — часть области размыва, характеризующаяся индивидуальным комплексом слагающих ее пород и связанных с ними ассоциаций минералов, продукты размыва которых участвуют в формировании осадков терригенно-минералогической провинции. По составу терригенных минералов бассейна осадконакопления определяется местоположение П. п. и состав слагающих ее пород.

ПРОВИНЦИЯ ТЕРРИГЕННО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКАЯ — область осадконакопления (современного или древнего), одновозрастные породы которой характеризуются определенным комплексом терригенных минералов и обломков горных пород, отражающим состав пород размываемой суши (питающей провинции) Различают П. т.-м. простые и сложные. Последним свойственны смешанные ассоциации терригенных минералов и обломков горных пород из разных источников сноса (см. минералогия терригенная). Анализ состава терригенных пород П. т.-т. позволяет установить состав пород питающей провинции, ее местоположение и пути миграции терригенного материала, что важно при реставрации палеогеографических условий и прогнозе развития терригенных пород-коллекторов ПРОВОДИМОСТЬ ПРОДОЛЬНАЯ — величина, обратная сопротивлению толщи пород земной коры электрическому току, распространяющемуся параллельно земной поверхности. Если каждый геоэлектри- ческий горизонт заменить проводником с той же мощностью и сопротивлением, а весь геоэлектрический разрез представить в виде параллельного соединения этих проводников, то величина, обратная электрическому сопротивлению такой системы, будет равна продольной проводимости разреза. П. п. является важным электри-

чсским параметром разреза, играющим определяющую роль при проведении глубинных методов электроразведки, у которых изучаемые поля поляризованы в горизонтальной плоскости (методы ТТ, МТЗ, ЗСТ). П. п. является аддитивной, неубывающей функцией глубины; чем ниже сопротивление пород, тем быстрее возрастает П. п. В интервале глубин, отвечающем породам высокого сопротивления (например, гипсы, ангидриты, доломиты), П. п. возрастает медленнее. На глубинах, отвечающих поверхности кристаллического фундамента, возрастание П. п. прекращается, и далее она остается постоянной. ПРОГИБ — общее наименование удлиненных опущенных участков земной коры. Употребляется как термин свободного пользования для обозначения любой вытянутой региональной отрицательной структуры или зоны прогибания независимо от ее происхождения и размера. Более точно I оологическое содержание понятия определяется добавлением прилагательного

ПРОГИБ ГЕОСИНКЛИНАЛЬ- ПЫЙ (интрагеосинклиналь)—отдельный самостоятельный прогиб гео- синклинальной системы. На ранней стадии развития П. г. имеют большие размеры, как правило, их прогибание не компенсировано осадконакоплением. В эвгеосинклиналях их разрез в значительной степени сложен вулканогенными толщами и такие прогибы часто называют вулканогенными или «зеленокаменными*. В миогеосинклиналях в составе отложений П. г. преобладают терригенные, кремнисто-терригенные, карбонатно-терригенные породы, а сами П. г. именуют часто «сланцевыми». В среднюю стадию в связи с возникновением и ростом геоантиклиналей ширина П. г уменьшается, степень компенсирования прогибания осадконакоплением увеличивается, в разрезе преобладают терригенные, вулканогенно-терригенные, карбонатно-терригенные отложения. П. г. этого типа называют иногда «карбонатно-терригенными*, «флишевыми* ит. д. На поздней стадии развития, в эпоху общей инверсии в унаследованных прогибах накапливаются нижние молассы, вулканогенные молассы, нередко с очень

высокой степенью компенсации (молассовые прогибы).

ПРОГИБ КОМПЕНСИРОВАН

НЫЙ— прогиб, в котором скорость осадконакопления соответствует скорости погружения. Обычно в П. к. компенсированное осадконакопление происходит в континентальных, литоральных или мелководных морских условиях. Однако часто П. к. называют прогиб, в котором часть осадочного выполнения прогиба могла накапливаться очень медленно, не компенсируя прогибание, а другая часть — быстро, компенсируя или «перекомпенсируя* прогибание, и лишь сумма слоев за длительное время определяет компенсирование прогиба осадконакоплением.

ПРОГИБ КРАЕВОЙ —крупный прогиб на границе платформы и складчатой области, возникший в период общей инверсии геосинклинали и преобразования ее в складчатое сооружение. В плане П. к. представляют собой линейные структуры длиной многие сотни и тысячи км, расчлененные в продольном направлении на прогибы и впадины поперечными поднятиями или какими-либо др. структурными порогами. В поперечном разрезе П. к. обычно асимметричны Ось максимального прогибания смещена к внутреннему, прискладчатому борту, который более крут, а породы в его пределах смяты в напряженные часто линейные складки различного профиля. Как правило, внутренний борт П, к. сопряжен со складчатой областью по системе надвигов, поэтому часто имеет чешуйчато-надвиговое строение. Здесь широко распространены лежачие и опрокинутые складки различного профиля, а также тектонические покровы Внешний борт относительно полог и постепенно переходит в региональный склон платформы. Породы здесь дислоцированы умеренно или очень слабо.

Главную часть разреза П. к. составляют осадки группы нижнемолассовых формаций, максимальная мощность которых отмечается в центральной и внутренней зонах Во внешней зоне нижняя моласса постепенно замещается платформенными образованиями Подстилают нижнюю молассу породы перикратонного

опускания и перикратонного прогиба, а иногда и выклинивающиеся на внутреннем борз у формации геосинклинали. В связи с развитием надвигов и покровов в пределы П. к. часто надвинуты пластины, сложенные геосинклинальными формациями (например, флишевой), или целые блоки передовых складок складчатой области. П. к. нередко называют передовыми прогибами, при этом имеются в виду именно те, которые разделяют складчатую область и платформу, в отличие от тыловых прогибов — переходных областей прогибания на границе складчатой системы и срединного массива. Иногда вместо термина П. к. используют термин прогиб предгорный или приторный, поскольку в процессе развития складчатая область вовлекается в горообразование, а в П. к. формируется область прогибания. Но такая трактовка термина П. к. менее современна и употребительна.

П. к. являются крупнейшими природными резервуарами нефти и газа. Длина П. к. превышает многие сотни км и достигает 6000 км (Пред- андийский П. к.). Объем осадков П. к. от нескольких десятков тысяч до 18 млн км3 с лишним (Месопотамский П. к.). Максимальная мощность отложений варьирует в широких пределах, достигая 15—16 км (среднестатистическая 7 км), ср. мощн. доходит до 7—8 км (в среднем 3 км). Степень асимметрии П. к. наибольшая у крупных и наименьшая у мелких прогибов (в среднем от 7,3 до 4,5).

Важным показателем, характеризующим П. к. является величина контрастности строения, которая особенно велика для внутренних бортов, где при значении этой величины свыше 220 м/км отсутствует промышленная нефтегазоносность (см. контрастность структур) Максимальные удельные запасы установлены в крупных П к Оринокском (31 тыс. т/км3) и Месопотамском (23,4 тыс т/км3); минимальные — в небольших П. к: Боуэн-Сурат (0,35 тыс. т/км3) и Ронском (0,028 тыс т/км3). Процент газообразных УВ увеличивается от крупных П. к. (26,0%) к небольшим

(38 %). С внешними бортами П. к связаны иногда очень крупные скопления природных битумов (Оринок- ский П. к.). Герцинские П. к. по сравнению с альпийскими богаче газом.

ПРОГИБ ОРОГЕННЫЙ —общее название прогибов, образовавшихся в орогенный этап развития земной коры. К ним относятся межгорные и предгорные прогибы.

ПРОГИБ ПЕРЕДОВОЙ —см. прогиб краевой.

ПРОГИБ ПЕРИКРАТОННЫЙ (перикратон) — прогиб, развивающийся на границе платформы и геосинклинали. Отличается от опускания перикратонного наличием второго при- геосинклинального борта, обусловленного возникновением в геосинклинали краевых поднятий. В период общей инверсии геосинклинали и на орогенном этапе П. п. перекрывается краевым прогибом и структурами передовой складчатости.

ПРОГИБ ПРЕДГОРНЫЙ (пригор- ный) —крупный асимметричный прогиб на границе платформы и складчатой области, возникший в орогенный этап развития земной коры В районах эпигеосинклинальных складчатых областей П. п. формируется обычно на площади краевого прогиба Ось максимального прогибания П. п., как правило, смещена по отношению к оси краевого прогиба ближе к платформе. В районах эпиплатформенных орогенных областей П. п. образуются на границе активизированной платформы, переработанной в горное сооружение, и платформой, не затронутой активизацией П п. не образуют таких огромных линейных структур, ^как краевые прогибы. Один из крупнейших П. п. рядом с эпигеосинклиналь- ной орогенной областью (Предверхо- янская) достигает длины 1500 км. П. п. эпиплатформенных орогенных областей формируются в систему отрицательных структур, в которых наиболее крупный П. п. имеет длину около 1500 км (Западно-Канадский П. п.). Самая протяженная система П. п. и впадин расположена в Сев Америке вдоль Скалистых Гор (Западно-Канадский П. п., П. п. Паудер- Ривер, Крейзи-Бул-Маунтин, Денвер, впадина Ратон).

Промышленная нефтегазоносность установлена преимущественно в П. п эпиплатформенных орогенных областей. По объему осадков среди нефтегазоносных П п. встречаются небольшие— до 50 тыс. км3 (впадина Ратон) — и очень крупные — 3 777 500 км3 (Западно-Канадский П. п.) — структуры. Макс. мощн. разреза в П. п. колеблется от 4,9 до 11,2 км; ср. мощн. от 2,2 до 3,7 км. П. п. всегда асимметричны. Внутренний борт крутой, внешний — пологий Наиболее асимметричны крупные структуры (степень асимметрии 11— 12), наименее асимметричны небольшие структуры (до 3). Удельные запасы углеводородного сырья в П. п. меньше, чем в краевых прогибах, составляют 1,7 тыс. т/км3 (Крейзи-Бул- Маунтин) — 9,3 тыс. т/км3 (Паудер- Ривер).

ПРОГИБ ТЫЛОВОЙ —прогиб, образующийся на границе срединного массива и геосинклинальной системы в период ее замыкания и преобразования в складчатую систему. По времени образования П. т. синхронны прогибам краевым Асимметрия П. т. выражена менее отчетливо или вовсе не выражена В асимметричных П. т. внутренний борт и складчатое сооружение сочленены по надвигам, вдоль которых породы интенсивно смяты и часто опрокинуты в сторону П т Иногда и внешний борт отделен от срединного массива крупными разломами, что придает П. т. грабенообразную форму (например, Даубихинский П. т.). П. т выполнены терригенными толщами нижней и верхней моласс, а часто и породами вулканогенно-молассовых и порфировых формаций Эффузивный магматизм в П т проявляется значительно интенсивнее, чем в краевых Известны проявления и гранитоид- пого интрузивного магматизма.

ПРОГИБ УНАСЛЕДОВАННЫЙ — юна прогибания, существующая на протяжении всего геотектонического цикла, пространственно совпадающая с отрицательным структурным элементом предшествующего этапа развития, от которого унаследовала знак движения

ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ — 1 См оценка прогнозная. 2. Начальная стадия регионального

этапа геологоразведочных работ на нефть и газ (см. стадийность геологоразведочных работ), которые выполняются в пределах всей или части территории (акватории) осадочного бассейна. В задачу работ на этой стадии входит изучение общего геологического строения и перспектив нефтегазоносности недр: определение мощности осадочного выполнения бассейна, характера и закономерностей ее изменчивости по площади, расчленение разреза отложений на отдельные литолого-стратиграфические комплексы, структурные этажи и ярусы; выявление по этим признакам отдельных структурно-фациальных зон и характера основных этапов их геотектонического развития; осуществление тектонического районирования осадочного бассейна; выделение нефтегазоперспективных комплексов отложений и зон возможного нефтегазонакопления; выполнение нефтегазогеологического районирования территории (акватории), качественной и количественной оценки перспектив нефтегазоносности (определение прогнозных ресурсов нефти и газа категории D2 и частично Di); выбор основных направлений и первоочередных объектов для дальнейших исследований

Типовой комплекс региональных работ этой стадии включает в себя дешифрирование материалов аэрофото- и космических съемок регионального и локального уровней генерализации, геологическую, структурногеоморфологическую, геохимическую, гидрогеологическую мелкомасштабные съемки и др. исследования, аэромагнитную и гравиметрическую съемки масштабов 1 • 1 000 000— 1 : 200 000, а также электроразведку в различных модификациях; сейсморазведочные работы ГСЗ, КМПВ, МОГТ по системе опорных профильных пересечений; бурение опорных и параметрических скважин в узлах опорных профильных пересечений и в различных структурно-фациальных условиях.

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ СВОЙСТВ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПО ГЕОФИЗИЧЕСКИМ ДАННЫМ — повое направление геофизических исследований, целью которого является прогнозирование литофациальной

характеристики пород, их коллекторских свойств, нефтегазонасыщения коллекторов, зон аномального пластового давления, твердости (буримости) пород Прогнозирование осуществляется на основе изучения скоростной характеристики, свойств отражения и поглощения сейсмической энергии в разрезе осадочного чехла по данным сейсморазведки, электрической проводимости и вызванной поляризации пород по данным электроразведки, локальных аномалий силы тяжести, связанных с плотностной неоднородностью пород осадочного чехла, по данным гравиразведки, локальных аномалий геомагнитного поля, отображающих аномальное намагничивание некоторых типов осадочных пород, по данным магниторазведки и т. д. По совокупности физических характеристик изучаемых объектов с учетом глубины залегания и формы тел принципиально возможно расчленение разреза па литофизические комплексы, исследование латеральной изменчивости физических, в том числе коллекторских свойств, выделение в объеме комплексов резких неоднородностей типа крупных нефтегазовых залежей, маг- матогенных тел, соляных штоков, зон АВПД, зон повышенной минерализации пластовых вод и т. д При благоприятных условиях (глубина залегания до 3—4 км, резко дифференцированный разрез) объектами исследования комплексом методов П. с. г. р. являются пласты мощностью в сотни метров и лишь наиболее резкие неоднородности могут быть выделены при мощности в десятки метров.

ПРОДУКТИВНАЯ ТОЛЩА (комплекс)— распространена в вост. Азербайджане и прилегающей части Каспийского моря. Представлена песчано-глинистыми породами с прослоями конгломератов и гравелитов, общей мощи более 3500 м Разделяется на три отдела и ряд свит (табл П5).

Охарактеризована остракодами, мелкими двустворками, гастроподами и др. Возраст плиоцен. Основная нефтеносная толща Азербайджана и Каспийского моря.

ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИНЫ— способность скважины при оптимальных условиях эксплуатации

давать то или иное количество полезной продукции в единицу времени. Если скважина дает чистую продукцию, например нефть или газ без воды, то ее продуктивность численно равна дебиту. При совместном поступлении в скважину нефти (газа) и воды продуктивность ее определяется дебитом лишь чистой полезной продукции При совместном поступлении нефти и газа, конденсата и газа продуктивность скважины характеризуется отдельно дебитом каждого вида продукции. В количественном отношении П. с выражается уравнениями продуктивности.

ПРОДУКТЫ УГЛЕФИКАЦИИ ЛЕТУЧИЕ— природные газо- и парообразные продукты, выделяющиеся в процессе катагенетического преобразования ископаемого ОВ. Их состав, а также примерное общее количество вычисляются на основе балансовои системы уравнений, в которых соло ставляются изменение содер/кання каждого отдельною элсмсша соста ва ОВ от одной стадии катагенеза к другой с соответствующим составом образующихся при этом продуктов Принимается, что углерод отщепляется в форме СО2 и СН4 (для сапропелевого ОВ вводится поправ ка на газообразные гомологи мета на), водород — в форме Н2О, СП4. NH3 и H2S, азот — в форме NIIb сера — в виде H2S. Допускается, что процесс катагенеза ОВ протекает автономно, без какого-либо привно- са извне, что позволяет примерно подсчитать пределы колебания сум марного количества Пул, как пра вило, незначительные На ранних стадиях катагенеза ведущая роль в составе П. у. л. принадлежит углекислоте, после фазы углефикацион ного скачка — углеводородам (пре имущественно метану). Изменения состава П. у. л. приурочены в основ ном к фазам перестройки молекулярной структуры ОВ

ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ — по мере увеличения добычи нефти и возрастания ее роли до ведущей в энергетике современной цивилизации возрастала и актуальность проблемы П. н, поскольку помимо большого теоретического интереса проблема приобрела исключительно важное практическое значение При рассмот-

ОтделСвитаВещественный^составМощность, мВерхнийСураханскаяЧередование песков и глин350-1350СабунчинскаяПески250-400БалаханскаяПески и глины400-850СреднийПесчано-гравелистая («перерыва»)Пески с прослоями песчаников и гравелитов70-80НижнийНадкирмакинскаяВверху — песчанистые глины и глинистые пески (120 м), внизу — пески (50 м)170КирмакинскаяРитмичное чередование песков и глинДо 300ПодкирмакинскаяПески с кремнистой галькой и прослоями глинДо 130КалинскаяПески и глиныДо 430ОтделСвитаВещественный^составМощность, мВерхнийСураханскаяЧередование песков и глин350-1350СабунчинскаяПески250-400БалаханскаяПески и глины400-850СреднийПесчано-гравелистая («перерыва»)Пески с прослоями песчаников и гравелитов70-80НижнийНадкирмакинскаяВверху — песчанистые глины и глинистые пески (120 м), внизу — пески (50 м)170КирмакинскаяРитмичное чередование песков и глинДо 300ПодкирмакинскаяПески с кремнистой галькой и прослоями глинДо 130КалинскаяПески и глиныДо 430ТАБЛИЦА П.5ТАБЛИЦА П.5Подразделение продуктивной толщиПодразделение продуктивной толщирении проблемы П и имеются в виду природные нефти, образующие промышленные скопления, а не мелкие минералогические проявления жидких битумов и УВ, которые мо- I ут иметь различное, в том числе эк- ютическое происхождение. Многочисленные гипотезы П н., высказанные от XVII века до настоящего прсмсни, несмотря на огромное разнообразие укладываются в две группы—органического и неорганическою происхождения. Все гипотезы ор- ыннческого П. н. при значительном расхождении в частных вопросах рассматривают нефть как продукт преобразования исходного живого вещее гва биосферы. Гипотезы неор- нишческого П н. объединяет идея nmpi апического синтеза сложных компонентов нефти из простых ис- хо-шых веществ — С, Нг, СО, СОг, Gh, П2О и др. простейших углеро- липых соединений, будь то в космо

Отдел

Свита

Вещественный^состав

Мощность, м

Верхний

Сураханская

Чередование песков и глин

350-1350

Сабунчинская

Пески

250-400

Балаханская

Пески и глины

400-850

Средний

Песчано-гравелистая («перерыва»)

Пески с прослоями песчаников и гравелитов

70-80

Нижний

Надкирмакинская

Вверху — песчанистые глины и глинистые пески (120 м), внизу — пески (50 м)

170

Кирмакинская

Ритмичное чередование песков и глин

До 300

Подкирмакинская

Пески с кремнистой галькой и прослоями глин

До 130

Калинская

Пески и глины

До 430

Отдел

Свита

Вещественный^состав

Мощность, м

Верхний

Сураханская

Чередование песков и глин

350-1350

Сабунчинская

Пески

250-400

Балаханская

Пески и глины

400-850

Средний

Песчано-гравелистая («перерыва»)

Пески с прослоями песчаников и гравелитов

70-80

Нижний

Надкирмакинская

Вверху — песчанистые глины и глинистые пески (120 м), внизу — пески (50 м)

170

Кирмакинская

Ритмичное чередование песков и глин

До 300

Подкирмакинская

Пески с кремнистой галькой и прослоями глин

До 130

Калинская

Пески и глины

До 430

ТАБЛИЦА П.5

ТАБЛИЦА П.5

Подразделение продуктивной толщи

Подразделение продуктивной толщи

се, в земной коре или в мантии Земли

Обоснованность теории органического происхождения нефти возросла по мере все более глубокого изучения молекулярной структуры живого вещества, продуктов его посмертного преобразования и нефтей, поскольку это вело к нахождению все большего сходства между ними на молекулярном уровне. Открытые многочисленные особенности состава и молекулярной структуры У В, азотистых, кислородных, сернистых и металлоорганических соединений нефти все в большей мере свидетельствовали о их генетическом родстве с аналогичными молекулярными структурами живого вещества и о невозможности их неорганического синтеза.

Одним из таких фундаментальных свойств общих для живого вещества и нефти, является оптическая актив-

кость, определяемая наличием зеркальных стереоизомеров, вращающих плоскость поляризации света. При синтезе в лабораторных и природных условиях возникают рацемические смеси, не обладающие оптической активностью, поскольку они содержат равное количество левых и правых молекул, что выгодно с позиций термодинамики (такая смесь характеризуется максимумом энтропии). Рацемизация является характерным самопроизвольным процессом для мертвой природы. В живой природе, напротив, царствует зеркальная асимметрия; все биогенные аминокислоты— левые, а сахара — правые зеркальные изомеры. Возникновение асимметрии, или киральной чистоты, -связано с появлением жизни, а поддержание ее во времени — вопреки тенденции рацемизации — одно из характернейших свойств жизни. Как возникла киральная чистота при возникновении .жизни, до сих пор недостаточно ясно, но она является преимуществом только живого вещества. Оптическая асимметрия органических молекул служит необходимым и достаточным основанием для утверждения вывода о наличии живого вещества или продуктов его посмертного разложения. С этих позиций оптически активная нефть может быть только продуктом биосферы, а ни в коем случае не результатом рацемического неорганического синтеза. Оптическая активность нефтей связана, по-видимому, главным образом с УВ типа тритерпанов и стеранов, представителем которых является, например, гопан (С27Н46). Его молекулярная структура, состоящая из четырех гексанафтеновых колец, очень характерна для живого вещества (морских водорослей, бактерий).

Другим фундаментальным свойством нефти, свидетельствующим о ее происхождении от живого вещества, является присутствие многочисленных «молекулярных ископаемых», или хемофоссилий, т. е. молекулярных структур, унаследованных от биоорганического вещества. По мере все более глубокого изучения нефти количество открываемых хемофоссилий непрерывно возрастает. В настоящее время считается, что кон-

центрация их в нефти может достигать 30—40 % от ее массы. Первыми открытыми в нефти хемофосси- лиями явились порфирины, состоящие из четырех пиррольных колец, образующих через атом азота комплексные соединения с металлами, в основном с ванадием и никелем. Их образование из хлорофилла не вызывает сомнений. С увеличением возраста и температуры в недрах концентрация порфиринов в нефтях значительно убывает вследствие их разложения. Поэтому вряд ли можно представить себе их высокотемпературный неорганический синтез и поступление с больших глубин, где они не могут существовать. Важными биогенными метками нефтей являются свойственные живому веществу изопреноидные УВ,- особенно фитан и пристан, возникновение которых связывают с фитолом — структурным элементом молекулы хлорофилла. Пристан известен и непосредственно в теле некоторых животных. Конечно, любой из этих индивидуальных УВ при высокоразвитом уровне органического синтеза может быть синтезирован искусственно Можно в принципе допустить возможность синтеза и в природных условиях. Однако углеводород С20Н42 теоретически имеет 366 319 изомерных структур, но в нефтях в заметных количествах присутствует только один из них — фитан, характерный для живого вещества. В случае неорганического синтеза картина была бы совсем иной. Суммарное содержание изопреноидов и их отдельных представителей в нефтях коррелируется с концентрацией тех компонентов (нафтенов, в том числе оптически активных биогенных * стеранов), которые близко стоят к переходному для нефти живому веществу. К унаследованным биогенным структурам относятся также многие н-алканы (от Сп и выше), которые образуются при термокатализе длинноцепочных кислородосодержащих биохимических компонентов — восков и т. п. Содержание их в нефтях достигает 10—15, а иногда и 40%. Свидетельством образования «-алканов из биогенных жирных кислот являются случаи преобладания «нечетных» парафинов над «четными».

Это объясняется тем, что при декарбоксилировании жирных кислот по кетонному механизму из димеров кислот с четным числом атомов углерода образуются УВ с удвоенным, но нечетным числом атомов углерода в результате потери одного карбоксила. Сглаживание этих первичных генетических признаков — концентрации «нечетных» и «четных» «-алканов в биоорганическом веществе осадочных пород и в нефтях — происходит по мере повышения температуры в недрах. Детальное изучение закономерностей состава и распределения нормальных и изопреноидных алканов, порфиринов, стеранов и др. хемофоссилий в ОВ осадочных пород и в нефтях многих осадочных бассейнов привело к возможности не только утверждать органическое П. н. вообще, но и определять вполне конкретно для отдельных залежей, из каких именно материнских отложений поступали в них нефтяные У В, конечно, за исключением тех случаев, когда первичные генетические показатели оказались «стертыми» в результате вторичных изменений на путях миграции (фильтрация, фазовые переходы) или в залежах (окисление, биодеградация). Таким образом, глубокое изучение молекулярной структуры живого вещества, продуктов его превращения и нефтей, по мнению большинства исследователей, не оставляет сомнений относительно органического П н. и вместе с тем доказывает невозможность неорганического синтеза столь сложной системы взаимосвязанных компонентов нефти.

Не менее важные доказательства органического генезиса нефти принесли выполненные в последние 15— 20 лет детальные геолого-геохимические исследования условий нефте- и газообразования во многих осадочных бассейнах мира. Изучение закономерностей превращения ОВ в нефтематеринских отложениях на последовательных этапах литогенеза позволило детально проследить весь процесс превращений биогенного РОВ пород, генерации нефти и газа и сформулировать на этой основе осадочно-миграционную теорию неф- тегазообразования.

Установлено, что в начале погружения материнских отложений в зоне протокатагенеза (на платформах до 1,5—2 км) происходит незначительное изменение РОВ пород, выражающееся в его обуглероживании и потере гетероэлементов, в основном кислорода. В составе РОВ незначительно повышается концентрация нефтяных УВ. Характерные для нефти низкомолекулярные УВ в РОВ сначала еще отсутствуют и начинают появляться только в конце этого этапа при развитии процессов тер= модеструкции. В газовой фазе РОВ по экспериментальным и расчетным данным резко преобладает двуокись углерода при незначительном количестве метана и его гомологов. Таким образом, на этом этапе еще нет никаких свидетельств активного образования нефтяных УВ. При погружении материнских пород на глубину обычно не менее 2—3 км при температуре от 80—90 до 150— 170 °C и достижении начала мезо- катагенетической стадии происходит деструкция РОВ пород, сопровождающаяся интенсивной генерацией нефтяных УВ, т. е. осуществляется главная фаза нефтеобразования. Образуется основное количество микронефти, включая низкомолекулярные УВ. Начинается активная эмиграция УВ из материнских пород, приводящая к концу ГФН к исчерпанию нефтематеринского потенциала РОВ. В ловушках вследствие миграции и аккумуляции У В образуются залежи нефти. Дальнейшее погружение материнских отложений (на глубину более 3,5—4 км) при температуре более 170 °C и достижении РОВ градаций катагенеза МК4— AKj обусловливает проявление главной фазы газообразования, когда вследствие более высокотемпературной деструкции РОВ, чем в главной зоне нефтеобразования, генерируется основная масса метана. Образующийся УВ-газ поступает в коллекторы и дает начало основной части газовых залежей как в зоне проявления ГФГ, так, при вертикальной миграции, и в более высоких горизонтах осадочного чехла. О поступлении основной массы метана из глубинной зоны проявления ГФГ, на какой бы глубине ни залегали его

скопления, свидетельствует изотопный состав метана. Дальнейшее погружение материнских отложений в зоне апокатагенеза на глубинах более 6—7 км сопровождается продолжением обуглероживания остаточного РОВ пород, в основном потерявшего свой нефтегазоматеринский потенциал. Генерация метана еще продолжается, но интенсивность ее становится низкой Изучение стадийности, глубинной зональности и количественной стороны процессов нефте- и газообразования при катагенезе РОВ материнских пород и геологоисторического развития нефтегазооб- разования в ходе формирования бассейнов позволило определять время образования основных масс нефти и газа, вести раздельный прогноз зон преимущественного нефте- и газона- копления и количественно оценивать потенциальные ресурсы нефти и газа в недрах. Таким образом, осадочномиграционная теория нефтегазообра- зования не только доказывает органическое происхождение нефти и газа, но дает возможность осуществлять прогноз нефте- и газоносности земель и оценивать потенциальные ресурсы нефти и газа в недрах

Из числа моделей неорганического происхождения нефти наибольшее распространение получила модель Н. А. Кудрявцева, согласно которой нефть и газ образуются из реакционных смесей Нг, СО, СОг, СН4 и др простейших углеродистых соединений в результате осуществления реакций типа СО + ЗН2 = СН4 + Н2О Кроме того, возможны реакции полимеризации радикалов: СН, СН2, СН3 и др. Предполагается, что эти превращения происходят в раздробленных глубинными разломами участках литосферы, где протекают процессы накопления и преобразования реакционной смеси и создается избыточный по отношению к гидростатическому энергетический потенциал поровых и пластовых давлений. При определенных сверхвысоких давлениях в очаге продукты реакций могут из него удаляться и накапливаться в ловушках. Основные доводы в пользу неорганической гипотезы происхождения нефти приводятся ниже в изложении Н С Бескровного.

Наличие углеродистых соединений, в том числе углеводородов, во внеземном (космическом) веществе, .из которого произошла аккреция Земли. Космические зонды обнаружили в атмосферах Юпитера и Титана С2Н2, СгН4, С2Н6, СзНд, С4Н2, HCN, HC3N, C2N2. Эти же и многие др. углеродистые соединения присутствуют в газопылевых облаках межзвездной среды. В разных формах присутствует углерод в метеоритах, в том числе в виде метансодержащих флюидных включений. Среднее содержание Снк в наиболее распространенных метеоритах — хондритах— оценивается в 0,04 %, в углистых хондритах достигает 5 %. В составе сложного углеродистого вещества углистых хондритов присутствуют аминокислоты, н-алканы, пристан, фитан, иногда порфирины и даже оптически активные вещества

Термодинамические исследования, в основе которых лежит допущение о наличии химического равновесия между летучими и прочими составляющими той или иной физикохимической системы С — Н — N — S — О, указывают на возможность существования в условиях мантии Земли метана при температурах до 1300—1500 °C и низкой летучести кислорода.

Наличие углеродистых соединений в продуктах магматизма мантийного происхождения. В продуктах дифференциации и горячей дегазации мантии: кимберлитах и их минералах (алмазах, оливинах, гранатах и др), перидотитах, толеитовых базальтах, нефелиновых сиенитах и др щелочных породах, а также в гидротермальных системах современного и древнего вулканизма содержатся такие вещества, как Н2, СО, спирты, СН4 и некоторые более сложные УВ

Существование явления углеводородной дегазации вещества мантии, проявляющееся как в горячих, связанных с магматизмом, так и в «холодных» амагматических уело виях. Активный современный вулканизм островных дут характеризуется углекисло-углеводородным составом продуктов дегазации. Рифты в пределах современных термальных полей отмечаются проявлением водо-

рода и метана. «Холодной» дегазацией мантии объясняются скопления нефти в гранитах кристаллического фундамента при сверхгидростатиче- еких давлениях. Примеры холодной водородной и метано-водородной де- 1азации выявлены в сквозных проницаемых зонах типа сейсмоактивного глубинного сбросо-сдвига Сан- Лидреас в штате Калифорния (США) II ДР-

Ресурсы нефти и газа находятся в осадочных бассейнах, тяготеющих к глубокопогруженным (6—10 км и более) краям литосферных плит, ограниченных сейсмоактивными гео- динамическими поясами на орогенном и рифтовом этапах развития Многие нефтегазоносные бассейны имеют генетическую связь с грабенами и глубинными разломами

Существование парагенеза эндо- Iсиной средне- и низкотемпературной рудной минерализации (полиметаллы, ртуть, уран и др.) с непромышленными проявлениями УВ на складчатой периферии бассейнов; повышенное содержание в нефтях внутри осадочных бассейнов V, Ni, Fe, Си, Мо, Мп, Со, Zn, Сг, Hg, As, Sb и др. металлов Данная закономерность объясняется общностью источников углеродистых веществ — предшественников нефти и металлов.

Существующая глобальная и региональная неравномерность распространения мировых ресурсов нефти И газа, отражающая очаговый или вертикально-миграционный механизм пефте- и газообразования Основные мировые ресурсы нефти и газа содержатся в небольшом количестве бассейнов, а в пределах последних и небольшом количестве крупных месторождений Из 600 осадочных бассейнов, имеющихся , на Земле, 100 уже изучены глубоким бурением, из них 240 оказались непродуктивными Из 160 промышленно нефтегазоносных бассейнов 26 бассейнов содержат 89 % мировых ресурсов нефти и газа (один Арабо-Иранский содержит 47,5 %), еще 24 бассейна— 6,28 % и остальные 110 бассейнов— только 4,72 % Эта неравномерность проявляется и в том, что 80 % мировых ресурсов нефти сконцентрировано в 37 супергигантских

(>0,8 млрд, м3) и в 300 гигантских месторождениях.

Распространение нефти и газа по разрезу нефтегазоносных районов до фундамента включительно (так называемая закономерность Н. А Кудрявцева)

Молодой кайнозойский, скорее неоген-четвертичный, возраст залежей природного газа и постпалеозойский, преимущественно кайнозойский возраст залежей нефти древних платформ, не согласующийся со временем проявления нефтегазообразо- вания во вмещающих нефть отложе ниях

Как видно из изложенного, исходное теоретическое положение о неорганическом П. н. содержит только самые общие суждения о возможности ее образования в процессе неорганического синтеза из простых углеродистых веществ и водорода Пока нет ни теоретических, ни экспериментальных данных, которые могли бы показать возможность неорганического синтеза не метана или отдельных простейших УВ, а сложной и закономерной по составу нефтяной системы УВ, азотистых, сернистых, кислородных и металлоорганических соединений, обладающих оптической активностью и весьма сходной по комплексу признаков с биоорганическим веществом Все основные доводы в пользу неорганической гипотезы происхождения нефти являются косвенными и допускают двойственное объяснение, как с позиции неорганического, так и органического генезиса нефти Генезис порфиринов, изопреноидов и оптически активных веществ в углистых хондритах неясен. Можно допустить, что это продукты неорганического синтеза, однако наличие оптически активных веществ этому противоречит Они могут образоваться неорганическим путем только в условиях очень сложного специального асимметрического синтеза, осуществимого в лаборатории, но в природных условиях крайне маловероятного Не исключено загрязнение метеоритов биогенными компонентами при их падении на Землю в раскаленном состоянии Наконец, нельзя исключать из рассмотрения теорию Ф Хоила—Т Вакрамасиигха

о постоянном потоке ж)1зни в космосе, о наличии бактерий во всей Галактике, а также сведения о наличии микрофоссилий в углистых метеоритах. В любом случае наличие УВ и др. сходных с биогенными молекул неизвестного генезиса не может доказать возможность образования нефти в мантии Земли. Термодинамические расчеты о возможности существования метана в мантии Земли, если и справедливы, ничего не говорят о возможности образования неорганическим путем сложной нефтяной системы. Наличие в некоторых случаях в магматических глубинных породах помимо метана некоторых более сложных УВ опять- таки не доказательство поступления с магмой сложной и закономерной по составу нефтяной системы. К тому же не исключена возможность ассимиляции УВ магмой из прорываемых толщ. Выносимые при дегазации'в основном метан и др. углеводороды в вулканических островных дугах или в рифтовых зонах могут быть, конечно, продуктом неорганического синтеза. Однако не исключено их образование при термической деструкции биогенного О В пород в зонах субдукции или в рифтах за счет водорастворенного ОВ, поступающего вместе с океанической водой на глубину нескольких километров, а затем поднимающегося после перегрева и выносящего металлы и газы. Наличие немногих нефтяных залежей в гранитах кристаллического фундамента при учете миграции из глубоких частей осадочных бассейнов вполне объяснимо и с позиций осадочно-миграционной теории нефтегазообразования. Приуроченность основных разрезов нефти и газа к бассейнам, тяготеющим к глубокопогруженным краям литосферных плит, находит вполне естественное объяснение и с позиций органического генезиса нефти Это глубокие бассейны с благоприятными условиями для накопления богатых ОВ доманиковых отложений, формирование которых тяготеет к рифтовым зонам. Благоприятны в них также и условия для осуществления интенсивных процессов нефтегазообразования в материнских отложениях (большие глубины погружения,

интенсивный тепловой поток и т. п.).

Парагенез большей частью низкотемпературных оруденений с непромышленными проявлениями УВ и даже с разрушенными залежами нефти (битумов) вполне понятен с позиций осадочно-миграционной теории нефтегазообразования. Гидротермы осадочного происхождения — седиментационные воды с температурой более 200 °C — широко распространены в глубоких частях предгорных осадочных бассейнов и активно мобилизуют металлы из осадочных пород. Известно существование отдельных залежей нефти в таких гидротермах с температурой на водонефтяном контакте 200 °C и более Мобилизованные такими гидротермами металлы отлагаются нередко вместе с природными битумами, продуктами разрушения нефтяных залежей Нередко рудные залежи формируются непосредственно в антиклинальных ловушках с разрушенными залежами нефти (битумов),. где они создают благоприятные условия для формирования рудных скоплений, поскольку создают восстановительные условия и являются источником серы для образования сульфидов метал лов. Вполне понятна с позиций оса дочно-миграционной теории повы шенная концентрация в нефтях V, Ni, Си, Mo, Со, Zn, Cr, U и др ме таллов. Их весьма повышенной концентрацией всегда характеризуются и богатые органическим веществом нефтематеринские отложения дома пикового типа

Не противоречит осадочно-миграционной теории и так называемая закономерность Н. А. Кудрявцева о распространении нефти и газа вплоть до фундамента, поскольку, чем глубжр погружаются осадки, тем в большей мере реализуется спа чала нефтематеринский, а затем (в более глубокой и высокотемператур ной зоне) — газоматеринский потен циал РОВ осадочных пород. В глубоких частях впадин при достижении РОВ пород градаций катагенеза выше МК*—МК$ ловушки содержат преимущественно газоконденсаты и газы — продукты заключительно! <» этапа термодеструкции РОВ осадочных пород. Молодой кайнозойскин

(или даже неоген-четвертичный) возраст залежей газа и кайнозойский возраст залежей нефти в палеозойских отложениях древних платформ действительно иногда встречается. Процессы нефтегазообразования на древних платформах завершились в основном к началу мезозоя. Однако в ряде случаев они продолжались по мере погружения бассейнов и в более позднее время — в триасе, юре и мелу. Первичные залежи нефти, сформировавшиеся в палеозое и мезозое, при возобновлении тектонических движений в кайнозое частично испытывали разрушение и переформирование, давая начало образованию вторичных, более молодых залежей. Инверсия тектонического режима могла приводить при подъеме к выделению водорастворенных газов в свободную фазу и к образованию вторичных, более молодых (в том числе четвертичных) газовых залежей.

Таким образом, приводимые в обоснование неорганической гипотезы доводы неоднозначны и вполне объяснимы с позиций осадочно-миграционной теории органического происхождения нефти.

ПРОИСХОЖДЕНИЕ ПОДЗЕМНЫХ ВОД — понятие, определяющее источник поступления воды в литосферу и способ образования подземной воды (обычно свободной и связанной). Выделяются три основных генетических типа подземных вод и ряд подтипов. 1. Воды метеогенные, поступающие в литосферу сверху (из атмосферы). По способу образования бывают инфильтрационными, инфлюационными и конденсационными. 2. Воды литогенные, формирующиеся в пределах самой литосферы на всех стадиях литогенеза По способу образования подразделяются на седиментогенные, возрожденные, новообразованные, конденсационные, солюционные. 3. Воды ювенильные (или эндогенные), впервые попавшие в литосферу снизу.

ПРОЛЮВИЙ — рыхлые образования, возникающие в результате переноса и отложения временными потоками продуктов выветривания горных пород. П. слагает конуса выноса и возникающие от их слияния пролювиальные шлейфы. Механиче

ский состав обломочного материала П. изменяется от щебня и глыб вблизи вершины конуса до глинистых и алевритовых отсортированных осадков вблизи подножия конуса или шлейфа.

ПРОНИКНОВЕНИЕ ПОВЫШАЮЩЕЕ (ПОНИЖАЮЩЕЕ) — см. зона проникновения.

ПРОНИЦАЕМОСТЬ — свойство горных пород, определяющее возможность фильтрации жидкости. П. является одним из важнейших коллекторских свойств П. (коэффициент П.) измеряется объемным расходом невзаимодействующей с породой жидкости определенной вязкости, протекающей через заданное поперечное сечение горной породы, перпендикулярное заданному градиенту давления. В системе СИ П. выражается в м2, в системе, принятой в нефтепромысловой практике, — в дарси (Д), при этом 1 Д= 1,02-10-12 м2« «1 мкм2. Горная порода обладает П. в 1 Д, если через ее поперечное -сечение площадью в 1 см2 под действием градиента давления в 1 атм/см ежесекундно протекает 1 см3 жидкости вязкостью в 1 сП. П. делится на межзерновую и трещинную. Осадочные породы по П делятся на хорошо проницаемые (более 0,01 мкм2), среднепроницаемые [(10 — 0,01) -10-3 мкм2] и слабопроницаемые (менее 0,01 -10—3 мкм2). П коллекторов на промышленных месторождениях нефти и газа обычно колеблется от тысячных долей мкм2 до единиц мкм2. Минимальная П. для эффективного коллектора принимается, как правило, равной (0,5—1) -10—3 мкм2. Качество покрышек зависит в основном от их трещинной П Наилучшими экранирующими свойствами обладают покрышки, сложенные пластичными горными породами (солями, глинами), поскольку возникающие в них трещины быстро залечиваются материалом самих пород и их трещинная П. становится пренебрежимо малой. При одновременной фильтрации в коллекторе нескольких несмешивающих- ся жидкостей П. по каждой из них зависит от соотношения между насыщенностями горных пород этими жидкостями. Такая П называется фазовой П. Для оценки коллекторских

свойств горных пород на стадии поисковых геологоразведочных работ на нефть и газ пользуются абсолютной П В условиях составления проекта разработки месторождения и его эксплуатации необходимо знание относительных фазовых П.

ПРОНИЦАЕМОСТЬ АБСОЛЮТНАЯ — одно из основных коллекторских свойств горных пород. П а измеряется объемным расходом не взаимодействующей с минеральным скелетом жидкости определенной вязкости, полностью насыщающей открытое поровое пространство горной породы и фильтрующейся через заданную площадь ее поперечного сечения под действием известного градиента давления П а определяется в основном лабораторными методами, основанными па моделировании процесса фильтрации в цилиндрическом образце горной породы, поровое пространство которого предварительно очищено от влаги, солей, остатков нефти, битумов и прочих загрязнений Через торцы образца пропускается жидкость, не взаимодействующая с поверхностью минерального скелета, и измеряется перепад давления на торцах образца и расход жидкости. Расчет П а. К производят по формуле

К = Оц//($Др),

где Q — расход жидкости; ц — вязкость жидкости, 5 — площадь фильтрации, I — высота цилиндрического образца; Ар — перепад давления на торцах образца.

ПРОНИЦАЕМОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД ДИЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ — одна из важнейших физических характеристик диэлектриков, к которым относятся и горные породы П. д изотропного безграничного диэлектрика равна отношению напряженности электрического поля в вакууме к напряженности поля в диэлектрике при неизменных значениях и расположении свободных электрических зарядов, создающих поле П д зависит от состава пород, их температуры, содержания в них твердой, жидкой и газообразных фаз, а также от частоты поля П д главных породообразующих минералов составляет 4— 10, воды при 20 °C — 80, нефти —

2—3, газа — около 1. П. д. нефтегазонасыщенных пород изменяется от 4 до 12, водонасыщенных — от 10 до 30, глин и аргиллитов — от 30 до 60

ПРОНИЦАЕМОСТЬ ФАЗОВАЯ — величина, измеряемая объемным расходом жидкости известной вязкости, фильтрующейся через определенную площадь поперечного сечения горной породы под действием заданного градиента давления в условиях, когда кроме данной жидкости в поровом пространстве горной породы присутствуют другие, не смешивающиеся друг с другом. П. ф. выражается в тех же единицах, что и проницаемость. Сумма П ф. по всем фильтрующимся в горной породе жидкостям всегда меньше, чем значение абсолютной проницаемости Величина П Ф породы по данной жидкости определенным образом связана с насыщенностями горных пород каждой из присутствующих в ней фаз Знание П.ф. необходимо для вычисления относительной фазовой проницаемости, которая в свою очередь используется для гидродинамических расчетов процессов нефтеотдачи. П. ф. определяется с помощью лабораторных методов, в основе которых лежит моделирование многофазной фильтрации в цилиндрическом образце исследуемой горной породы.

ПРОНИЦАЕМОСТЬ ФАЗОВАЯ ОТНОСИТЕЛЬНАЯ— величина, определяемая отношением фазовой проницаемости по данной жидкости к абсолютной проницаемости горной породы. П. ф о. используется для характеристики фильтрационного сопротивления потоку данной жидкости в горной породе при наличии в ее поровом пространстве других, не смешивающихся друг с другом жидкостей. П. ф о. является функцией насыщенностей, а также физических и физико-химических свойств системы порода — многофазная жидкость П. ф о меняется в пределах от 0 до 1 в зависимости от соотношения насыщенностей порового пространства горной породы фильтрующимися фазами. Графики зависимостей П. ф. о. от насыщенностей называются кривыми П. ф. о. и обычно используются для гидродинамических

расчетов процессов вытеснения нефти (газа) водой в продуктивных нефтегазоносных пластах.

ПРОПАН — алкан СзНз Бесцветный газ; Гкип = 42,07 °C; плотность при давлении насыщенного пара 0,5005 (при 20°C); плотность по воздуху 1^522, пределы взрываемости в смеси с воздухом: нижний 2,1, верхний 9,5 об. %. С водой П. образует гидрат СзН8-6Н2О с критической температурой разложения 4-8,5 °C. П. содержится в природных газах, в попутных газах нефтедобычи, а также в некоторых промышленных газах (нефтепереработки, коксовых и др ) В газах чисто газовых залежей содержание П. обычно менее 0,5 %, в нефтяных и конденсатных газах — до 5 %. Известны попутные газы (например, Кулешовского месторождения Куйбышевской области) с содержанием П. до 30 % В районах распространения многолетней мерзлоты и на дне моря возможно существование П. вместе с метаном и его ближайшими гомологами в виде гидратов, могущих представлять промышленный интерес П. — высококачественное газовое топливо и ценное сырье нефтехимической промышленности, используемое преимущественно для получения изопреновых каучуков и полипропилена В качестве сырья для получения П используются газы, содержащие от 2 % и более П

ПРОПИЛБЕНЗОЛ — см. арены.

ПРОСВЕТНОСТЬ—физическое свойство горной породы, характеризующее ее абсолютную пористость П. измеряется отношением суммарной площади сечений пор, выходящих на некоторую плоскую площадку, к площади площадки Стереологическими исследованиями установлено, что величина П. равна абсолютной пористости. Это делает возможным определение абсолютной пористости горных пород петрографическими методами, т. е. по данным изучения шлифов (или пришлифовок) под микроскопом. Основой указанных методов является непосредственное измерение площадей шлифа и суммы сечений выходящих из него пор. Для визуального определения П используют так называемые методы секущих и точек. В первом случае все поле

зрения на шлифе покрывается произвольной сеткой линий. П. определяется частным от деления суммы длин отрезков, пересекающих поры, на общую длину секущих Во втором случае поле зрения покрывается регулярной сеткой точек, после чего подсчитывается число точек, попавших внутрь сечений пор. Отно шение суммы этих точек к общему числу точек также дает значение П.

ПРОСТРАНСТВО ВОДОРАЗДЕЛЬНОЕ— область, разделяющая бассейны океанов, морей или различных речных систем На равнинах — это плоские междуречья, не имеющие явно выраженного стока, в горных районах — центральные части хребтов.

ПРОТЕИДЫ — см. белки ПРОТЕИНЫ — см белки ПРОТЕРОЗОЙ (протерозойская эонотема, протерозойский мегахрон) — докембрийские отложения, залегающие на архее и перекрытые фанеро- зоем По радиологическим датировкам накопление протерозойских отложений происходило в интервале (570 ± 20) —(2600 ± 100) млн. лет. Объединяет отложения разной степени метаморфизованные: от неизмененных до глубоко преобразованных (кристаллические сланцы). Мигмати- зация и гранитизация в протерозое проявляется спорадически. Общепринятое деление П пока отсутствует. В большинстве схем он делится на две части — нижний П. (интервал формирования (1650 ± 50) — (2600± ±100) млн., лет) и верхний П. (ри- фей, интервал формирования (570 ± ± 20) —(1650 ± 50) млн лет). Иногда в качестве верхней системы П, не входящей в рифей, рассматривается венд. К протерозойским образованиям приурочены залежи нефти на древних платформах

ПРОТОГЕЙ — период геологической истории Земли, охватывающий дори- фейское время (архей, нижний и средний протерозой).

ПРОТОДОЛОМИТ — метастабиль- ная разновидность доломита с повышенным содержанием кальция (до 5-10%).

ПРОТОКАТАГЕНЕЗ — см катагенез ПРОТОНЕФТЬ—гипотетический продукт, промежуточный между

исходным материнским органическим веществом и нефтью, существование которого допускается авторами некоторых гипотез о происхождении нефти, не получивших широкого признания.

ПРОФИЛЕМЕТРИЯ СКВАЖИНЫ— определение размеров и формы поперечного сечения скважины и их изменений с глубиной. Метод имеет две модификации При вертикальной П. с. одновременно регистрируются изменения диаметра скважины в двух взаимно перпендикулярных направлениях. Модификация дает общее представление о форме и размерах поперечного сечения скважины и о наличии в ней зон желобо- образования При проведении детальных исследований применяется горизонтальная П. с. с поточечной регистрацией результатов измерения. На каждой точке измеряется восемь радиусов сечения скважины и определяется ориентация расположения радиусов относительно направления на магнитный север. Лучшие результаты дает совместное использование двух модификаций П. с. По вертикальной П. с. выявляются зоны же- лобообразования, а по горизонтальной П. с. в этих зонах определяется форма и размеры поперечного сечения скважины. Данные П. с. используются так же, как и данные кавернометрии скважины.

ПРОФИЛИРОВАНИЕ КОМБИНИРОВАННОЕ МАГНИТОТЕЛЛУРИЧЕСКОЕ (КМТП) — представляет собой модификацию метода теллурических токов и предусматривает одновременную регистрацию горизонтальных составляющих электрического и магнитного полей земных токов в полевой и базисной точках. Такая система наблюдений позволяет обрабатывать записи вариаций любой (не только синусоидальной) формы, что значительно увеличивает производительность метода. В результате обработки материалов составляются схемы продольной проводимости, средних напряженностей горизонтальной составляющей электрического и магнитного полей, характеризующие глубину залегания опорного горизонта высокого сопротивления и позволяющие судить об изменении гео- электрического разреза.

ПРОФИЛИРОВАНИЕ СЕЙСМИЧЕСКОЕ ВЕРТИКАЛЬНОЕ (ВСП)— метод изучения волновых полей в реальных геологических средах. Представляет собой сейсмокаротаж, выполняемый многоприборным зондом, снабженным специальными прижимными устройствами, фиксирующими положение сейсмоприемников зонда у стенки скважины, что позволяет избавиться от сильных помех. Сейсмоприемники зонда ВСП, помещенные в скважину на разную глубину, регистрируют волны, возбуждаемые на земной поверхности в двух-трех пунктах. Один из пунктов возбуждения располагают вблизи (50— 150 м) устья скважины, другие (их называют удаленными или непродольными) удаляют на расстояния, для которых изучают волновое поле. Расстояние между приемниками зонда ВСП составляет 10—15 м в низкоскоростной среде или 20— 40 м — в высокоскоростной. Для подавления волн-помех (падающих, обменных, поперечных, помех технического характера) применяют направленное суммирование и веерную фильтрацию. Данные ВСП используются для идентификации различных волн, наблюдаемых на поверхности Земли. По ВСП можно выделить основные типы волн, характерные для данного расстояния источник — приемник: однократные отраженные, многократные и частично-кратные, поперечные, обменные и преломленные, а также осуществить стратиграфическую привязку основных волн и волн-помех. По данным ВСП можно получить информацию о средних и пластовых скоростях разреза, а также такие важные параметры разреза, как коэффициенты отражения и прохождения для различных геологических границ, характеристику поглощающих свойств среды и т. д. Данные ВСП дают наиболее полное представление о разрезе в сочетании с материалами акустического каротажа, они используются для разработки рациональной методики сейсморабот и повышения надежности и точности интерпретации полевых сейсмических материалов.

ПРОФИЛЬ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ — двухмерное графическое изображение геологического строения терри-

тории на вертикальной плоскости. Линия П. г., как правило, проводится вкрест простирания горных пород по наиболее характерному направлению. На П. г. изображаются последовательность напластования горных пород различного возраста, их литологический состав, характер взаимоотношений, условия залегания и пр. П. г. является дополнением к геологической карте, строится главным образом на ее основе и в тех же условных знаках. Кроме того, материалом для построения П. г. служат данные буровых и геофизических работ. Горизонтальный масштаб П. г. должен соответствовать масштабу карты и быть равным вертикальному масштабу, лишь для районов с горизонтальным или пологим залеганием горных пород допустимо превышение вертикального масштаба П. г. над горизонтальным (желательно не более чем в 20 раз).

ПРОФИЛЬ РАВНОВЕСИЯ — предельная форма профиля реки. П. р. может быть выработан в результате продолжительного размыва и переотложения пород дна долины лишь в условиях длительного тектонического покоя, неизменного климата и стабильного базиса эрозии. Изучение отклонения реальных продольных профилей рек от П. р. дает материал к изучению характера новейших тектонических движений.

ПРОФИЛЬ СЕЙСМИЧЕСКИЙ — линия на поверхности Земли, на которой размещены пункты приема сейсмических волн. В зависимости от взаимного расположения пунктов возбуждения и приема упругих волн различают П. с. продольный, непродольный и дуговой. П. с. продольный — проходит через пункт возбуждения упругих колебаний. П. с. непродольный — не проходит через пункт возбуждения упругих колебаний. П. с. непродольный используют при работах КМПВ для изучения крутопадающих слоев и трассирования разрывных тектонических нарушений. Наблюдения на П. с. непродольном выполняются в комплексе с наблюдениями на продольных сейсмических профилях. П. с. дуговой — разновидность непродольного профиля. Пункты приема сейсмических волн (сейсмоприемники) располага

ются по дуге окружности с центром в пункте возбуждения упругих колебаний. П. с. дуговой используют в МОВ при решении некоторых пространственных задач сейсморазведки. ПРОЦЕНТ-ЭКВИВАЛЕНТ—см. форма выражения результатов анализа воды эквивалентная.

ПРОЦЕССЫ РЕТРОГРАДНЫЕ — процессы парообразования и конденсации, протекающие в направлении, обратном обычному фазовому превращению при изменении давления в изотермических условиях, т. е. выделение жидкости из газового раствора при снижении давления (обратное растворение) и ее испарение при повышении давления (обратное испарение). Среди природных растворов способностью к П. р. обладают газоконденсаты. Термодинамические условия возникновения П.р. в них меняются в широком диапазоне и определяются составом газоконденсатов. Изменение температуры при постоянном давлении не приводит к П. р., но может способствовать переходу раствора в состояние, при котором он способен к П. р.

ПСЕВДОВИТРИНИТ — микрокомпонент РОВ и ОВ горючих сланцев, исходным материалом которого явились остатки донных бурых водорослей, близких по химическому составу к стеблевым частям высших растений. По оптическим свойствам похож на витринит. Встречается в морских отложениях, начиная с ри- фея.

ПСЕВДОКУМОЛ — см. арены.

ПСЕВДОМОРФОЗА — минеральное образование, обладающее чуждой данному минералу .кристаллографической формой, унаследованной от первоначального минерала, который оно метасоматически заместило (П. замещения) либо заполнило пустоту от его выщелачивания (П. заполнения). Встречаются также минеральные П. по органическим остаткам. ПУЭНТЕ ФОРМАЦИЯ— распространена в бассейне Лос-Анджелес (Калифорния, США). Представлена песками, песчаниками, глинами, диатомитами и вулканическими пеплами. Мощн. до 1000 м. Относится к верхнему миоцену. Промышленно нефтеносна.

ПЬЕЗОИЗОГИПСЫ — см. поверхность пьезометрическая.

ПЬЕЗОПРОВОДНОСТЬ — свойство флюидонасыщенной среды передавать изменения давления флюида. Мерой П. является коэффициент П. Пьезопроводность зависит от упругих свойств скелета породы и насыщающего ее флюида ПЯРНУСКО-НАРОВСКИЙ ГОРИЗОНТ — название, употребляемое в Припятском прогибе для объединенных отложений пярнуского и наров- ского горизонтов среднего девона Представлен терригенными и суль- фатно-карбонатными породами мощи до 200 м. Охарактеризован рыбными остатками, остракодами, споровопыльцевыми комплексами Относится к живетскому ярусу среднего девона

р

РАБОТЫ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЕ — см виды геологоразведочных работ.

РАБОТЫ РЕГИОНАЛЬНЫЕ — составная часть (этап) единого геологоразведочного процесса, предшествующая др. этапам работ в регионе (см. стадийность геологоразведочных работ). Целью Р. р. является выяснение основных закономерностей геологического строения неизученных и слабоизученных осадочных бассейнов и отдельных литолого-стратиграфических комплексов, выделение возможно продуктивных толщ, оценка перспектив нефтегазоносности крупных территорий с прогнозной оценкой ресурсов нефти и газа по категориям и Dj, выделение и оконтуривание возможных зон нефтегазонакопления и выбор на этой основе первоочередных районов и комплексов для постановки поисковых работ. В зависимости от состояния изученности территорий и акваторий, а также в соответствии с задачами Р. р. разделяется на две последовательные стадии: прогноз нефтегазоносности и оценка зон нефтегазонакопления.

Типовой комплекс региональных геолого-геофизических работ включает в себя: дистанционную (аэро- и космическую) съемку, геологическую и структурно-геоморфологическую съемки, геохимические, гидрогеологические и др. исследования, грави-, магнито- и сейсморазведку в различных модификациях, бурение опорных, параметрических и структурных скважин с проведением геофизических исследований в них и отбором керна, научно-исследовательские работы по обобщению результатов регионального изучения с качественной оценкой перспектив нефтегазоносности, обоснованием прогнозных ресурсов неИи и газа категорий D2 и Di и выделением первоочередных объектов для постановки поисковых работ. Содержание всех видов региональных работ, а также их организация и проектно-сметная документация регламентируются «Методическими рекомендациями по проведению региональных геологогеофизических работ на нефть и газ> [1981 г].

РАВНОВЕСИЕ ФАЗОВОЕ — термодинамическое равновесие в многофазной системе, при котором фугитивности отдельных компонентов во всех фазах равны между собой, а фазовые переходы этих компонентов в двух противоположных направлениях происходят одновременно и с одинаковой скоростью. В условиях Р. ф. состав и количество вещества в отдельных фазах не меняется.

РАГ-И-САФИД ГАЗОНЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ —см. Асмарий- ская группа газонефтяных месторождений

РАДАЕВСКИЙ ГОРИЗОНТ — см. Малиновский надгоризонт.

РАДИОАКТИВНОСТЬ ОСАДОЧНЫХ ГОРНЫХ ПОРОД — свойство некоторых горных пород испускать радиоактивное излучение вследствие самопроизвольного распада содержащихся в них радиоактивных элементов — членов радиоактивных рядов 928 U, It6 U, Io Th и радиоактивного изотопа 1эК. Высокой радиоактивностью обладают породы, обогащенные РОВ: доманикиты, многие глинистые породы, а также бурые угли, фосфаты, калийные соли. Высокая радиоактивность глинистых пород.

обогащенных РОВ. связана с их хорошей адсорбционной способностью, обеспечивающей накопление U и Th. Кроме того, в кристаллическую решетку глинистых минералов входит калий, часть которого приходится на радиоактивный изотоп 40К. Повышенной радиоактивностью характеризуются и полимиктовые обломочные породы, содержащие много калиевых полевых шпатов, слюд и др. калийсодержащих минералов Породами средней радиоактивности являются глины и глинистые разности песчаников, известняков, доломитов, а также мергели и алевролиты. К породам низкой радиоактивности относятся ангидриты, гипсы, каменная соль, известняки, доломиты, кварцевые песчаники, многие каменные угли. Связь между Р. о г. п и их составом, а также между интенсивностью гамма-излучения и глинистостью горных пород широко используется для интерпретации кривых гамма-каротажа. Искусственно созданная радиоактивность горных пород, вызванная облучением их источником нейтронов, используется при каротаже нейтронном.

РАДИОАКТИВНОСТЬ ПРИРОДНЫХ ВОД — свойство природных вод, определяемое видом и концентрацией радиоактивных элементов. Различают радоновые (Rn от 1,85-105 до 3,7- •107 Бк/м3), радиевые (Ra от Ю*11 до л-10-9 %), урановые (U от 10~5 до л-10_2%) и смешанные радиоактивные воды. В водах нефтяных месторождений содержание Ra увеличивается с приближением к нефтяной залежи и доходит до 10~8 г/л. Содержание U, наоборот, вблизи залежи незначительное (редко 10-7 г/л) и повышается с удалением от нее (до л-10-5 г/л).

РАДИОМЕТРИЯ СКВАЖИН —см. каротаж радиоактивный.

РАДИУС ВЛИЯНИЯ СКВАЖИНЫ— расстояние в плане от центра скважины до внешнего контура воронки депрессии давления, образующейся вокруг скважины вследствие отбора из нее жидкости.

РАДИУС ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ — 1. В гидродинамике — отношение площади живого сечения потока к смоченному периметру (т. е. к длине линии соприкосновения жидкости со стенками потока). Использование Р.

г. позволяет получать приближенные гидродинамические оценки, применяя формулы гидравлики, выведенные для потоков с круговым сечением, к потокам с сечением неправильной формы (например, формулу Пуазейля к реальному поровому каналу). Понятие Р. г. может применяться как для отдельного порового канала, так и для многопоровой среды (в качестве среднего Р. г.). 2. В седиментологии Р. г.— радиус воображаемой шарообразной минеральной частицы, скорость осаждения которой в воде равна скорости осаждения реальной частицы неправильной формы. Понятие Р. г. может употребляться и в смысле среднего для многозернового образца.

РАДИУС ПИТАНИЯ СКВАЖИНЫ ПРИВЕДЕННЫЙ — при асимметричной воронке депрессии — радиус кругового (симметричного) контура питания, при котором обеспечивался бы фактически наблюдаемый дебит скважины. Приблизительно может определяться по формулам: для ограни- ченного пласта Rnp = л/ Fin, где F — площадь, ограниченная асимметричным контуром питания, для неограниченного пласта /?пр = X^Afat, где а — коэффициент пьезопроводности, t— время работы скважины.

РАДИУС ПОР ЭФФЕКТИВНЫЙ — радиус фильтрационных каналов в модели пористой среды, которая имеет одинаковые с реальной горной породой значения пористости и проницаемости. В случае, например, структурной модели порового пространства горной породы, представляющей собой три взаимноперпендикулярные системы непересекающихся цилиндрических капилляров, Р. п э. будет определяться формулой

ГЭ = 4,95 • 10-4 л/к^п,

где гэ — Р. п. э, см; К — абсолютная проницаемость моделируемой горной породы, мкм2; m — ее пористость, доли единицы.

Р. п. э. является важной характеристикой экранирующих свойств пород-покрышек: чем меньше значение этой величины, тем выше должно быть качество покрышки РАЗВЕДАННОСТЬ РЕСУРСОВ—одна из количественных характеристик структуры ресурсов нефти и газа,

учитывающая соотношение ресурсов и запасов. Коэффициент Р. р. определяется как отношение текущих и извлеченных на какую-то дату запасов нефти и газа категорий А, В и Cj к сумме запасов и оценок ресурсов всех категорий на ту же дату, т. е.

А + В + Ci + Q р А + В + Ci + С2 + Сз + *

+ Di + Da

где А, В, Сь Сз, С3, Di и D2 — текущие запасы соответствующих категорий и оценки перспективных и прогнозных ресурсов; Q — добыча нефти и газа с начала разработки на дату оценки.

Данные Р. р. используются для характеристики состояния ресурсов, анализа изменения показателей эффективности поисково-разведочных работ при перспективном планировании прироста запасов и объемов бурения.

РАЗВЕДКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ) — заключительный этап геологоразведочных работ на нефть и газ (см. стадийность геологоразведочных работ), основной целью которого является подготовка месторождений (залежей) к разработке с подсчетом запасов нефти и газа по категориям Ci и частично С2. Разведка проводится на месторождениях нефти и газа, получивших уже по величине запасов категорий С1+С2идр. геолого-экономическим критериям положительную оценку промышленной значимости. Основными задачами Р м. (з) являются: оценка параметров для подсчета запасов категорий С! и частично С2 и для проектирования разработки, определение пространственной изменчивости геолого-промышленных параметров по объектам (горизонтам) разработки, получение исходных данных для выбора рациональной системы разработки.

Комплекс разведочных работ (см виды геологоразведочных работ) включает в себя: а) бурение и испытание разведочных скважин; б) производство опытной или опытно-промышленной эксплуатации продуктивных скважин; в) исследование скважин Цромыслово-гёофизическими и др. методами в процессе их бурения, испытания и опытно-промышленной эксплуа-

тации; г) повторную интерпретацию геолого-геофизических материалов с учетом данных по скважинам и в случае необходимости проведение де- тализационных геолого-геофизических работ на площади и в скважинах (уточнение структурных планов по продуктивным отложениям, контуров нефтегазоносности и др. особенностей строения месторождений).

По результатам Р. м. (з.) подсчитываются начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти, газового конденсата и горючего газа, а также сопутствующих компонентов по категориям С] и Сг; дается заключение об основных эксплуатационных объектах месторождения и рациональных способах их разработки, систематизируются геолого-геофизические материалы, необходимые для составления проекта (или технологической схемы) разработки. Перевод разведанных запасов в категории В и А с одновременным уточнением геологопромысловых характеристик и условий эксплуатации промышленных залежей осуществляется на следующем эксплуатационном этапе.

РАЗГОНКА —см. перегонка.

РАЗДВИГ — разрыв со смещением, выраженным раздвиганием крыльев трещины в направлении, перпендикулярном к трещине, вследствие чего увеличивается ее зияние.

РАЗЛОМЫ ГЛУБИННЫЕ —разрывные зоны подвижного сочленения крупных блоков земной коры и подстилающей части мантии. Р. г. характеризуются большой протяженностью (сотни и тыс. км), шириной в десятки км, длительностью и многофаз- ностью развития (эпохи, периоды, эры) и оказывают существенное влияние на осадконакопление, структуро- образование, ' рельефообразование и магматизм, во многом определяя условия формирования промышленных концентраций различных полезных ископаемых.

Р. г. опознаются: 1) по структурным признакам, таким как сгущение трещинно-разрывной сети на поверхности в узкой зоне, интенсивная линейная складчатость, сочленения геоструктур разного типа и пр ; 2) по геоморфологическим признакам, фиксируемым на аэро- и космоснимках, таким как сквозные долины, протя-

женные линейные формы рельефа и границы ландшафтных зон, значительные перепады высот в узких линейных зонах и т. д.; 3) по резким сменам литологии и мощностей пород в узких линейных зонах; 4) по линейному расположению интрузивных тел, вулканов, рудопроявлений, зон гидротермального метаморфизма и пр.; 5) по резким линейным изменениям характеристик геофизических полей, скачкообразному изменению глубины залегания Поверхности кристаллического фундамента, границ поверхностей Конрада и Мохоровичича (что позволяет определить глубину заложения Р. г.). Некоторые Р. г. проявляются в положении очагов землетрясений (например, глубинные надвиги зон Беньофа).

Р. г. наиболее часто классифицируются по таким признакам, как: 1) глубина проникновения (сверхглубокие, проникающие на глубину от 400 до 700 км, глубокие, с глубиной проникновения от 100 до 400 км и коровые, в том числе сиалические, не выходящие за пределы «гранитного» слоя земной коры, и симатические, достигающие «базальтового» слоя); 2) разграничение и пересечение крупных геоструктур (периокеанические, отделяющие материки от океанов; перикратонные, или краевые, отделяющие геосинклинали от платформ; региональные, разделяющие внутри геосинклинальных складчатых систем и платформ надрегиональные и региональные тектонические элементы; планетарные, или сквозные, разделяющие или пересекающие крупнейшие структурные и морфологические области Земли, переходя с платформ в геосинклинали, с океанов на континенты и образуя, возможно, единую для всей Земли сетку и т. д.); 3) характер перемещения пород (глубинные сбросы, надвиги, сдвиги и пр.); 4) степень выраженности на поверхности (открытые, скрытые, или слепые, и т. д.); 5) соотношение с генеральным простиранием структурных элементов (продольные — ориентированные по простиранию крупнейших структур геосинклинальных и складчатых систем; поперечные — ориентированные поперек генерального простирания основных структурных элементов геосинклинальных и складчатых обла-

стей; секущие — пересекающие полностью всю структуру вкрест ее простирания или диагонально).

Нередко Р. г. в значительной степени контролируют условия формирования и размещения месторождений нефти и газа. Они влияют на образование структурных и неантиклинальных ловушек, служат проводящими каналами при миграции газопеременных флюидов или, наоборот, экранами на путях миграции и т. д. Во многих нефтегазоносных бассейнах месторождения нефти и газа располагаются в линейные цепочки и сближены с Р. г. (например, Жигулевская зона месторождений в Урало-По- волжье, Благодарненская зона в Предкавказье, Жетыбай-Узеньская зона в Казахстане и др.). Близкий по значению термин линеамент.

РАЗЛОМЫ ТРАНСФОРМНЫЕ — крупные поперечные разломы, возникающие в зонах растяжения земной коры. Р. т. широко распространены в океанах, особенно в пределах срединно-океанических хребтов. Благодаря горизонтальным перемещениям по Р. т. срединно-океанические хребты расчленяются на поперечные блоки, имеющие кулисообразное взаиморасположение. Смещение блоков вдоль Р. т. происходит в обе стороны от оси растяжения. Сместитель Р. т., как правило, вертикален.

РАЗРЕЗ ВРЕМЕННОЙ — совокупность сейсмических трасс со спрямленными осями синфазности отражений, воспроизведенных во временном масштабе. В простых геологических условиях Р. в. приближенно иллюстрирует строение геологического разреза. Р. в. подлежит преобразованию с последующим построением глубинного изображения среды.

РАЗРЕЗ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ (литолого-стратиграфический) — вертикальное графическое изображение геологического строения земной коры в выбранной точке. Р. г. представляет собой столбец (колонку), на котором в условных знаках, принятых для геологической карты, приводится в избранном масштабе вся последовательность литологически различных слоев горных пород до доступной глубины, показывается характер границ между слоями, специфические органические и минеральные включения. Слева от

колонки в специальных столбцах даются единицы общей или региональной стратиграфических шкал и наносится вертикальный масштаб. Справа указываются видимые мощности отдельных слоев или стратиграфических единиц в целом и приводится послойное описание горных пород с результатами определений палеонтологических остатков. Если на Р. г. приведены истинные мощности слоев, он называется нормальным. На Р. г., построенном для отдельной скважины, справа от литологической колонки дополнительно помещаются кривые каротажа, приведенные к масштабу Р. г., в этом случае разрез носит название геолого-геофизического. Возможно построение сводного Р. г. путем сопоставления ряда близких разрезов. В этом случае на единую колонку сводится вся последовательность разновозрастных пород, которая не может быть наблюдаема в одной точке, и отмечаются главные особенности состава одновозрастных слоев. Такой Р. г. характеризует строение некоторого участка земной коры, и для отдельных слоев или стратиграфических единиц приводятся колебания их мощности в рамках этого участка.

Часто понятие Р. г. используется в качестве свободного термина и означает просто последовательность напластования горных пород, например, разрез Подмосковного бассейна, разрез девона Русской платформы и т. д. РАЗРЕЗ ГЕОЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ — форма представления геолого-геофизического материала, характеризующая геологический разрез последовательностью геоэлектрических горизонтов, т. е. пластов, контрастно отличающихся друг от друга электрическими параметрами (сопротивлением, поляризуемостью и т. д.). При этом значения этих параметров в пределах горизонта остаются постоянными и изменяются скачком на его границах. В основном при решении структурногеологических задач принимается модель горизонтально-слоистой среды. Построение Р. г. является заключительным этапом интерпретации элек- трор азвед очных материалов. Различают четыре типа трехслойного Р. г.: Н — когда сопротивление среднего слоя меньше, чем сопротивление верх-

него и нижнего слоев; К — когда сопротивление среднего слоя выше, чем сопротивления вышележащего и нижележащего ^лоев; А — когда сопротивление слоев последовательно сверху вниз возрастает; Q — когда оно последовательно убывает. В случае, если число слоев больше трех, тип Р. г. определяется как последовательное чередование трехслойных разрезов (например, НКА, HAKQ и т. д.).

РАЗРЕЗ ГИДРОХИМИЧЕСКИЙ — графическое изображение или описание изменения минерализации и состава подземных вод по разрезу осадочной толщи или ее части. Выделяют несколько типов Р. г. Первый тип, однозональный, наблюдается при неглубоком залегании водоупорного фундамента, вблйзи выходов водоносных пластов на поверхность. В нем представлена только зона пресных вод с минерализацией менее 1 г/л. Зона развита на окраине артезианских бассейнов, где имеет место питание артезианских пластов. Второй тип Р. г., двухзональный, отмечается в более глубоких частях бассейна, где кроме зоны пресных вод присутствует зона солоноватых вод с минерализацией до 10 г/л. Третий, трехзональный тип Р. г. наблюдается в центральных частях бассейна, где развита наибольшая мощность осадочного чехла. В нем наряду с зоной пресных и солоноватых вод присутствует зона соленых вод. Примером развития всех трех типов разреза может служить Западно-Сибирский бассейн. Четвертый тип Р. г., встречающийся в засушливых областях, сверху начинается солоноватыми водами (отсутствует зона пресных вод). Пятый тип Р. г. начинается зоной соленых вод, затем следует зона пресных вод, т. е. с глубиной происходит падение минерализации подземных вод. В шестом типе Р. г. зона пресных вод заключена между двумя зонами минерализованных вод. Такой тип разреза отмечается в Ташкентском артезианском бассейне. Разрезы пятого и шестого типов носят названия инверсионных. Встречаются и более сложные типы гидрохимических разрезов. Р. г. инверсионных типов характерны для межгорных и предгорных бассейнов и в основном приурочены к аридным областям. Часто инверсионный (ано-

мальный) тип разреза развит в условиях, когда области питания нижних водоносных комплексов и горизонтов расположены на более высоких абсолютных отметках, чем области питания верхних горизонтов. Нередко гидрохимическая инверсия возникает также в результате резкого различия фильтрационных свойств пород смежных водоносных горизонтов или при наличии в геологическом строении бассейна соленосных пород.

В соответствии с изменением минерализации меняется и состав подземных вод. В зоне пресных вод состав вод преимущественно гидрокар- бонатный кальциевый. В зоне солоноватых вод состав вод гидрокарбонат- ный, сульфатный и хлоридный по анионам, а по катионам преимущественно натриевый. В зоне соленых вод воды исключительно хлоридные, обычно натриевые и кальциевые.

РАЗРЕЗ ОПОРНЫЙ — разрез или несколько близко расположенных взаимодополняющих разрезов, дающие наиболее полное представление о последовательности слоев какого-либо яруса, отдела или системы и их палеонтологической характеристике в пределах определенного региона. Р. о. служат основным эталоном для установления в пределах рассматриваемого региона объема и границ региональных и местных стратиграфических подразделений

РАЗРЕЗ ТИПОВОЙ — естественные обнажения или скважины, в которых были установлены какие-либо стратиграфические подразделения общей, региональной или местной шкалы, а также специально выбранные разрезы, содержащие наиболее полную информацию о вещественном составе, палеонтологической характеристике, возрастном объеме и границах этих стратиграфических подразделений В серию Р. т входят как разрезы, указанные автором подразделения,— стратотип (голостратотип), парастратотип, так и разрезы, выбранные последующими исследователями, — лек- тостратотип, неостратотип, гипостратотип В последнее время в связи с предпринимаемым уточнением границ ярусов, отделов и систем выделяют также Р. т., в которых наиболее отчетливо устанавливаются именно эти границы — стратотипы границ.

РАЗРЫВ (нарушение разрырное, дизъюнктив, дислокация разрывная, дизъюнктивная) — общее наименование тектонических нарушений формы геологического тела, сопровождающих ся разрывом его сплошности и перемещением разорванных частей друг относительно друга. Плоскость, по которой происходит разрыв и перемещение пород, называется сместителем или сбрасывателем. По пересечению сместителя с земной поверхностью (линия разрыва) определяется простирание Р. Перемещенные части пластов, примыкающие к сместителю, называются крыльями (боками) Р. Крыло, расположенное над сместителем при его наклонном положении, является висячим (приподнятым), а находящееся под сместителем — лежачим (опущенным). Поверхности разрыва могут прилегать плотно друг к другу (Р. закрытый) или находиться на некотором расстоянии (Р. открытый, зияющий), называемом шириной (мощностью) сместителя. Перемещения по вертикали или горизонтали вдоль сместителя двух ранее соприкасающихся точек, разъединенных разрывом, называются соответственно вертикальной и горизонтальной амплитудами Р. Наклон сместителя к горизонтальной плоскости называется падением Р. По отношению к простиранию пород выделяют Р. продольные (параллельные), диагональные, поперечные, а по отношению к падению пород — согласные (согласнопадающие), несогласные (несогласнопадающие) и косые. Р. классифицируются по генезису, морфологии, масштабу и т. д. Наиболее общепринято разделение Р. иа сбросы, взбросы, надвиги, покровы (шарьяжи) и сдвиги, отражающие динамические условия образования Р. (растяжение, сжатие, сдвиг), и разделение по масштабу — от глубинных (см. разломы глубинные) до внутрислойных. Разрывы, движение по которым сопровождалось наложением осадков (благодаря чему мощности одновозрастных пород различны по обе стороны сместителя), носят название кон- седиментационных. Совокупность Р. может образовывать сложные ветвящиеся, кулисообразные и беспорядочные системы. Закономерно построенные системы, как правило, образуются разрывами, общими по происхо-

ждению, и называемыми сопряженными.

РАЗРЫВ ПЛАСТА ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ — расширение существующих в породе трещин и создание новых в прискважинной зоне пласта путем закачки в него рабочего флюида под избыточным давлением. Применяется для улучшения проницаемости пород в прискважинной зоне пласта и повышения дебитности эксплуатационных и приемистости нагнетательных скважин. Плоскости вновь образованных трещин ориентированы нормально к направлению наименьшего напряжения в минеральном скелете горной породы/В закачиваемый флюид (нефть, водонефтяная эмульсия, гелеобразные УВ) добавляют гранулярный материал (обычно кварцевый песок),который заполняет трещины и не дает им сомкнуться при снятии избыточного давления. В осадочных горных породах обычно образуются субвертикальные трещины, длина которых достигает первых десятков метров, а раскрытие — нескольких мм, реже см. Р. п. г. вызывает возрастание дебитов в 1,5—2 раза и более. Для повышения эффективности Р.п.г. в карбонатных породах его сочетают с кислотной обработкой пород. Давление разрыва плохо поддается теоретическому предсказанию, поскольку зависит от многих причин: напряжений в породе, ее прочности, уже существующей трещиноватости, угла наклона пласта и пр. Обычно избыточное давление подбирается эмпирически и колеблется от 0,1 до 1,5 (в среднем примерно 0,8) гидростатического.

Для проведения Р. п. г. скважина соответствующим образом оборудуется. К ее устью подключаются высокопроизводительные насосы, способные развить необходимое избыточное давление. Внутрь обсадных труб опускаются насосно-компрессорные трубы, оборудованные в нижней части пакером. Затрубное пространство обсадной колонны выше интервала Р. п. г. должно быть надежно зацементировано.

РАЙОН НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ — единица нефтегеологического районирования нефтегазоносной области. Разделение областей на районы осуществляется покомплексно, т. е. с учетом особенностей геологического строения

каждого нефтегазоносного комплекса, входящего в состав разреза области. Выделенные Р. н. должны характеризоваться общностью условий аккумуляции УВ и консервации их скоплений на протяжении времени существования каждого комплекса в отдельности. Лишь в случаях четкого сквозного тектонического контроля распределения скоплений УВ Р. н. выделяются для всего осадочного чехла в целом. При разделении областей на Р. н. помимо тектонического строения анализу подвергаются литологические особенности разреза: его членение на комплексы, распределение в нем зон развития эффективных коллекторов, региональных и субрегиональных покрышек, характер соотношения участков эффективных коллекторов с элементами тектонического строения. Последнее особенно важно для нижних глубокозалегающих нефтегазоносных комплексов и подкомплексов, поскольку в них обычно структурный контроль нефтегазоносности уступает место литологическому. Р. н. при тектоническом контроле соизмеримы с объектами субрегионального порядка (см порядок тектонических структур). Примерами Р. н. могут служить Ухто- Ижемский, Ромашкинский. Сургутский районы, Гавар^ и т. д.

РАЙОН СТРАТОТИПИЧЕСКИЙ — район, в котором расположен стратотип какого-либо стратиграфического подразделения. Термин введен для тех случаев, когда из-за недостаточной обнаженности или в силу особенностей условий формирования самой толщи (например, при наличии многочисленных размывов) один стратотипический разрез не дает полного представления об объеме и составе стратона и когда это представление можно получить лишь по серии близко расположенных разрезов.

РАЙОНИРОВАНИЕ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ — выделение территориальных единиц, которые отличаются друг от друга по гидрогеологическим показателям и особенностям В качестве классификационных признаков при Р. г. используются физико-географические особенности, геологическое строение, гидрогеологические условия. В зависимости от целей и масштабов Р. г. может производиться по разным признакам или их сочета-

ниям. Различают общее и специальное Р. г. Общее Р. г. производится с целью выявления природных гидрогеологических регионов, отличающихся друг от друга по совокупности показателей распространения и формирования подземных вод. Специальное Р. г. призвано решать конкретные практические задачи (водоснабжение, мелиорация, бальнеология, поиски нефти и газа и т. д.).

В качестве основной таксономической единицы в настоящее время принят район, которому отвечает гидрогеологический бассейн. Выделяют два типа районов, одному из которых соответствует артезианский бассейн, а второму — гидрогеологический массив. В зависимости от размеров бассейнов районы могут быть подразделены на три порядка — от крупного (первый порядок) до мелкого (третий порядок). Районы объединяют в области (артезианские и складчатые), а области — в провинции (также артезианские и складчатые). Самой крупной (надпорядковой) единицей Р. г. являются пояса артезианских и складчатых бассейнов. При детальном Р. г. районы могут быть раздроблены на подрайоны, совпадающие с водоносными комплексами, горизонтами и зонами.

Недавно предложена новая система Р. г., которая пока не нашла широкого применения (табл. Р.1).

В нефтяной геологии представляется целесообразным увязывание Р. г. и районирования нефтегеологического В практике нефтяной гидрогеологии принято составлять карты Р. г. по гидрогеологическим показателям нефтегазоносности.

РАЙОНИРОВАНИЕ НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКОЕ — разделение осадочнопородных бассейнов на нефтегазоносные (возможно нефтегазоносные) объекты разного масштаба (порядка) последовательно от мегапровинций и провинций до зон. Р. н. тесно связано со всем геологоразведочным процессом и на разных его этапах присле- дует разные цели. Если на ранних этапах главной целью является выделение территорий для размещения комплекса региональных геолого-геофизических исследований с задачами изучения геологического строения бассейна и обнаружения объектов, в пре

делах которых с наибольшей вероятностью можно предполагать аккумуляцию нефти и газа (зон аккумуляции), то выделение нефтегазоносных зон осуществляется с целью выбора объектов для поискового бурения. В основу Р. н. кладутся представления об условиях и механизме формирования скоплений нефти и газа. Таким образом, детальность и обоснованность Р. н. находятся в прямой зависимости от уровня разработанности теоретической базы прогноза и его обеспеченности фактическим геологогеофизическим материалом. Для целей Р. н. используется анализ широкого комплекса геологических показателей, определяющих условия генерации, миграции, аккумуляции и сохранности скоплений УВ.

На ранних этапах, в условиях дефицита детальной информации Р. н. базируется прежде всего на анализе тектонических и геохимических признаков. Тектонические признаки позволяют выделять крупные субглобальные и надрегиональные структуры и соответствующие им нефтегазоносные мегапровинции и провинции, а геохимические — судить о вероятных очагах генерации УВ и ее масштабах. Строение элементов, выделенных на этом этапе Р.н., изучается на следующей стадии региональных работ, после чего осуществляется сравнительная оценка их нефтегазоносности. Возросший объем геолого-геофизической информации делает возможным разделение мегапровинций и провинций на нефтегазоносные области разного строения и перспективности. В основу такого разделения обычно кладутся данные анализа тектонического строения (т. е. выделяются региональные структурные элементы, которые и являются областями), геохимических признаков (количественно определяются потенциал нефтегазоге- нерации и вероятный объем аккумулированных в залежи УВ), а также литологических признаков (определяются границы распространения нефтегазоносных комплексов, региональных покрышек, проницаемых толщ). Еще более детальное Р. н., т. е. разделение областей на нефтегазоносные районы, осуществляется па заключительной стадии региональных геологоразведочных работ. При этом помимо

Порядок (ранг)Единица районированияЕмкость подземных водСтруктурный элементIПровинцияГидрогеологический кратогенПлатформаГидрогеологический орогенЧастьгеосинклинального(складчатого) поясаIIОбластьСистема бассейнов пластовых вод (артезианская область)Плита, срединный массив, щитСистема массивов подземных вод (складчатые области)Геосинклинальная системаIIIОкругСложный бассейн пластовых вод (артезианский)Синеклиза, краевой прогибСложный массив трещинных водСкладчатоесооружение,крупный выступ фундамента, группа интрузийIVРайонПростой бассейн пластовых вод (артезианский)Мульда, впадинаПростой массив трещинных водСкладчатое поднятие,' интрузия, лавовый покровVПлощадьВодоносный горизонт, водоносный комплексПласт, свита, толщаВодоносная зона трещиноватости или нарушенийЗона трещиноватости поверхности кристаллических пород, нарушения и разломыПорядок (ранг)Единица районированияЕмкость подземных водСтруктурный элементIПровинцияГидрогеологический кратогенПлатформаГидрогеологический орогенЧастьгеосинклинального(складчатого) поясаIIОбластьСистема бассейнов пластовых вод (артезианская область)Плита, срединный массив, щитСистема массивов подземных вод (складчатые области)Геосинклинальная системаIIIОкругСложный бассейн пластовых вод (артезианский)Синеклиза, краевой прогибСложный массив трещинных водСкладчатоесооружение,крупный выступ фундамента, группа интрузийIVРайонПростой бассейн пластовых вод (артезианский)Мульда, впадинаПростой массив трещинных водСкладчатое поднятие,' интрузия, лавовый покровVПлощадьВодоносный горизонт, водоносный комплексПласт, свита, толщаВодоносная зона трещиноватости или нарушенийЗона трещиноватости поверхности кристаллических пород, нарушения и разломыТАБЛИЦА Р IТАБЛИЦА Р IСистема единиц гидрогеологического районированияСистема единиц гидрогеологического районированияанализа тектонического строения особая роль отводится анализу литологических признаков, поскольку структурный контроль нефтегазоносности, как правило, имеющий место на уровне региональных структур, может уступить место литологическому контролю, при котором границы распространения эффективных коллекторов, а следовательно, и скоплений нефти и

Порядок (ранг)

Единица районирования

Емкость подземных вод

Структурный элемент

I

Провинция

Гидрогеологический кратоген

Платформа

Гидрогеологический ороген

Частьгеосинклинального

(складчатого) пояса

II

Область

Система бассейнов пластовых вод (артезианская область)

Плита, срединный массив, щит

Система массивов подземных вод (складчатые области)

Геосинклинальная система

III

Округ

Сложный бассейн пластовых вод (артезианский)

Синеклиза, краевой прогиб

Сложный массив трещинных вод

Складчатоесооружение,

крупный выступ фундамента, группа интрузий

IV

Район

Простой бассейн пластовых вод (артезианский)

Мульда, впадина

Простой массив трещинных вод

Складчатое поднятие,' интрузия, лавовый покров

V

Площадь

Водоносный горизонт, водоносный комплекс

Пласт, свита, толща

Водоносная зона трещиноватости или нарушений

Зона трещиноватости поверхности кристаллических пород, нарушения и разломы

Порядок (ранг)

Единица районирования

Емкость подземных вод

Структурный элемент

I

Провинция

Гидрогеологический кратоген

Платформа

Гидрогеологический ороген

Частьгеосинклинального

(складчатого) пояса

II

Область

Система бассейнов пластовых вод (артезианская область)

Плита, срединный массив, щит

Система массивов подземных вод (складчатые области)

Геосинклинальная система

III

Округ

Сложный бассейн пластовых вод (артезианский)

Синеклиза, краевой прогиб

Сложный массив трещинных вод

Складчатоесооружение,

крупный выступ фундамента, группа интрузий

IV

Район

Простой бассейн пластовых вод (артезианский)

Мульда, впадина

Простой массив трещинных вод

Складчатое поднятие,' интрузия, лавовый покров

V

Площадь

Водоносный горизонт, водоносный комплекс

Пласт, свита, толща

Водоносная зона трещиноватости или нарушений

Зона трещиноватости поверхности кристаллических пород, нарушения и разломы

ТАБЛИЦА Р I

ТАБЛИЦА Р I

Система единиц гидрогеологического районирования

Система единиц гидрогеологического районирования

газа, могут не охватывать своды поднятий. Р н на уровне районов проводится не для всего осадочного чехла в целом, а отдельно по каждому нефтегазоносному комплексу. Наконец, в заключение регионального этапа в процессе планирования поискового этапа геологоразведочных работ и на его ранней подстадии осуществляется разделение районов на нефте-

газоносные зоны по различным нефтегазоносным комплексам. Сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности зон позволяет выявить те из них, которые могут явиться первоочередными объектами для размещения в их пределах поисковых скважин. Р. н. на нефтегазоносные зоны базируется на анализе всего объема геолого-геофизической информации, доступной по каждому комплексу, и в первую очередь тектонической, литологической и гидрогеологической.

Р. н. проводится перманентно и уточняется по мере уточнения представлений о строении осадочнопородного бассейна и выработки адекватных моделей механизма формирования скоплений нефти и газа. Каждый этап Р. н. завершается сравнительной оценкой перспективности выделенных объектов. В зависимости от особенностей геологического строения бассейнов относительная роль различных геологических признаков при Р. н. меняется в широких пределах. Так, при четком структурном контроле пространственного распределения скоплений УВ тектонический признак является решающим на всех этапах Р. н., вплоть до выделения нефтегазоносных зон и конкретных объектов поискового бурения. При значительной роли литологического контроля литологические признаки уже на стадии выделения нефтегазоносных областей становятся существенными, а при выделении районов и зон — решающими. Таким образом, Р. н. при сохранении общности принципов во всех случаях должно базироваться на учете главных особенностей геологического строения объекта. Р. н. как один из видов классификации может проводиться не только по комплексу признаков, но и по одному отдельно взятому признаку и служить выявлению закономерностей в его площадном распространению (по плотности запасов УВ, их фазовому состоянию, по этажности нефтегазоносности и т. д.). РАЙОНИРОВАНИЕ ПАЛЕОБИОГЕОГРАФИЧЕСКОЕ — разделение суши и морских бассейнов геологического прошлого на палеозоо- и палеофитохории различного ранга. Обычно вследствие различия факторов, влияющих на распространение наземной и морской биоты, Р. п. суши и морских

бассейнов проводится раздельно В пределах морских бассейнов выделение палеозоохорий низкого ранга (провинций, районов, округов) также проводите^ раздельно по группам. Ранг палеобиохорий определяется рангом и степенью эндемизма анализируемых групп. Различают пояса (царства), характеризующиеся эндемичными отрядами и надсемействами; области, для которых характерны эндемичные семейства и очень высокий видовой эндемизм; подобласти выделяются по эндемичным родам, провинции — по эндемичным видам и подвидам, округа и районы — по структурным особенностям фауны. При установлении ранга и границ палеобиохорий определенное значение имеет также отсутствие в биоте ряда характерных для данного времени таксонов. Поскольку палеогеография материков и морских бассейнов в течение геологического времени непрерывно изменялась, границы и ранг палеобиохорий также не оставались постоянными. Наиболее общим исходным положением при Р. п. является то, что в приэкваториальной зоне биота наиболее обильна по своему систематическому составу, а к югу и северу от этой зоны происходит ее постепенное обеднение. На этом представлении основано выделение Средиземноморского, Бореального и Нотального поясов, которые в свою очередь разделяются в зависимости от климата, рельефа суши, очертаний, степени изолированности и глубины бассейнов на области и провинции. Р.п. необходимо для изучения развития и расселения древней фауны и флоры. Оно имеет также важное прикладное значение, так как границы палеобиохорий определяют ареалы бистратигра- фических подразделений, т. е. географические пределы применимости той или иной стратиграфической схемы. Р. п. является также важной составной частью палеогеографического анализа (определение связей бассейнов, выводы о климате, рельефе, течениях и т. п.).