3. Геолого-промышленная классификация полезных ископаемых. Понятие о поисках и принципы выделения промышленных типов п.И. Этапы и стадии геологоразведочных работ.

Наиболее приемлема группировка промышленных типов месторождений по формационному принципу. В понятии геолого-промышленного типа учитываются технологические, горнотехнические и экономические признаки, определяющие качество и технологические свойства полезных ископаемых, горно-геологические условия разработки месторождения и экономическую эффективность их использования в народном хозяйстве.

Стадии геологоразведочных работ:

Этап I. Работы общегеологического и минерагенического назначения.

Стадия 1. Региональное геологическое изучение недр и прогнозирование полезных ископаемых.

Этап II. Поиски и оценка месторождений.

Стадия 2. Поисковые работы.

Стадия 3. Оценочные работы.

Этап III. Разведка и освоение месторождений.

Стадия 4. Разведка месторождений.

Стадия 5.Эксплуатационная разведка.

4. Способы подсчета запасов: среднего арифметического, геологических блоков, эксплуатационных блоков.

Метод среднего арифметического – в настоящее время используется крайне редко для подсчета запасов на месторождениях простого строения с горизонтальным залеганием тел полезных ископаемых, имеющих плитообразную форму и равномерное распределение полезных компонентов, разведанных относительно редкой сетью разведочных выработок.

На месторождениях этого типа проводится, как правило, лишь внешний промышленный контур тел полезных ископаемых. При этом контуры тела сглаживаются путем превращения его в равновеликую по мощности плиту.

Средняя мощность и среднее содержание рассчитывается в целом по месторождению методом среднего арифметического с учетом всех кондиционных разведочных выработок по формулам:С_сред= С₁+С₂+…+С_n/n; m_ср =m₁ +m₂ +…+m_n/n.

где С1, С2, …, Сn – среднее содержание полезного компонента по разведочным выработкам; m1, m2, …, m_n – значения мощности по разведочным выработкам; n – количество разведочных выработок. Запасы полезного ископаемого подсчитываются сразу по всему месторождению.

Метод геологических блоков. Сущность метода состоит в том, что площадь месторождения разбивается на отдельные участки (блоки), в пределах каждого из которых основные параметры полезного ископаемого остаются постоянными, т. е. в отдельно взятом блоке должны быть одинаковыми или близкими по значению: мощность, содержание полезного компонента, густота разведочной сети, коэффициент вскрыши и т.п. Месторождение в целом в этом случае представляет собой ряд сомкнутых пластин (блоков). В пределах каждого геологического блока основные исходные данные для подсчета запасов определяются средним арифметическим или средним взвешенным способами. Подсчет запасов по каждому блоку производится отдельно.

Среднее содержание в целом по месторождению устанавливается обратным расчетом по формуле: C_сред = 100xP/Q.

Способ эксплуатационных блоков применяется для подсчета запасов маломощных рудных тел, разведанных системами продольных разрезов с помощью горных выработок. Тело полезного ископаемого преобразуется в ряд сомкнутых по штрекам и восстающих параллелепипедов, которые и являются эксплуатационными блоками, оконтуренными и опробованными обычно с четырех сторон. Запасы в каждом блоке рассчитываются раздельно способом среднего арифметического.

Специализация «Геология нефти и газа»

3.Основные классификации нефтей.

Классификация по структурно-групповому составу.

Парафиновые нефти.Онисодержат значительные количества алканов во всех фракциях нефти.

Парафино-нафтеновые нефти.Такие нефти наряду с алканами включают значительное количество циклоалканов. Содержание аренов в них невелико. Следует отметить, что парафино-нафтеновые, так и парафиновые нефти, содержат смолы и асфальтены в небольших количествах.

Нафтеновые нефти.Для них характерно содержание циклоалканов во всех фракциях нефти до 60 % и более. Остальные углеводороды, а также смолы и асфальтены находятся в них в небольших количествах.

Парафино-нафтено-ароматические нефти. Такие нефти содержат перечисленные нефти в соизмеримых количествах. Доля твердых парафинов в них составляет до 1,5 %, смол и асфальтенов до 10 %.

Нафтено-ароматические нефтисостоят в основном из циклоалканов и аренов, причем в более тяжелых фракциях концентрация последних выше. Алканы в таких нефтях присутствуют в незначительных количествах и прак­тически только в легких фракциях.

Ароматические нефтисодержат много аренов во всех фракциях.

Классификация по плотности.

легкие–с плотностью   15 15 < 828 кг/м³;утяжеленные–с плотностью 828 <   < 884 кг/м³ ;тяжелые–с плотностью   15 15 > 884 кг/м³ .

Классификация по содержанию серы. Такая классификация разделяет все нефти на четыре вида:0 – малосернистые нефти (с содержанием серы < 0,5 %);1 – нефти средней сернистости (0,5 < S < 1%);2 – сернистые нефти (1< S < 3 %);3 – высокосернистые нефти (S > 3 %).

4.Нефтегазоносные бассейны России.

На территории РФ выделяют следующие нефтегазоносные провинции: Западно-Сибирскую, Тимано-Печорскую, Волго-Уральскую, Прикаспийскую, Северо-Кавказско-Мангышлакскую, Енисейско-Анабарскую, Лено-Тунгусскую, Лено-Вилюйскую, Охотскую и нефтегазоносные области: Балтийская, Анадырская, Восточно-камчатская..

На территории Российской Федерации находятся три крупные нефтегазоносные провинции: Западно-Сибирская, Волго-Уральская и Тимано-Печерская. Западно-Сибирская – это основная провинция РФ. Крупнейший нефтегазоносный бассейн в мире - Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн. Расположен он в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн. км². Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров.

В Западной Сибири находятся несколько десятков крупных месторождений. Среди них такие известные, как Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Усть-Балыкское, Убинское, Толумское, Муравленковское, Суторминское, Холмогорское, Талинское, Мортымья-Тетеревское и другие.

Вторая по значению нефтяная провинция – Волго-Уральская. Она расположена в восточной части Европейской территории Российской Федерации, в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, а также Пермской, Оренбургской, Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской Кировской и Ульяновской областей. Нефтяные залежи находятся на глубине от 1600 до 3000 м, т.е. ближе к поверхности по сравнению с Западной Сибирью, что несколько снижает затраты на бурение. Добыча нефти ведется на месторождениях Ромашкинское, Ново-Елховское, Чекмагушское, Арланское, Краснохолмское, Оренбургское и другие.

Третья по значимости нефтяная провинция – Тимано-Печерская. Она расположена в пределах Коми, Ненецкого автономного округа Архангельской области и частично на прилегающих территориях, граничит с северной частью Волго-Уральского нефтегазоносного района. Вместе с остальными Тимано-Печерская нефтяная область дает лишь 6% нефти в Российской Федерации (Западная Сибирь и Урало-Поволжье – 94%). Добыча нефти ведется на месторождениях Усинское, Харьягинское, Войвожское, Верхне-грубешорское, Ярегское, Нижне-Омринское, Возейское и другие.