ГЕОЛОГИЯ. Геология нефти и газа.(учебное пособие)





В.В. МАЗИН









ГЕОЛОГИЯ.
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА





Допущено УМО Московского государственного
открытого университета им. В.С.Черномырдина
в качестве учебного пособия для использования в учебном процессе
для студентов специальности 131000 - Нефтегазовое дело













Москва
Издательство МГОУ
2013





УДК
ББК






Рецензент: Заместитель генерального директора по изысканиям «Совинтервод», кандидат геолого-минералогических наук, А.А.Желобаев



В.В.Мазин

Геология. Геология нефти и газа. Учеб. пособие. – М.: Изд-во МГОУ, 2013.

Учебное пособие составлено в соответствии с требованиями Государственного образовательного стандарта и предназначено для студентов, обучающихся по направлению 131000.62 - Нефтегазовое дело, с целью способствовать ускоренному и доступному самостоятельному изучению дисциплин «Геология», «Геология нефти и газа», «Инженерная геология» «Месторождения нефти и газа», используя при этом специальную опубликованную литературу для углубленных знаний по отдельным разделам дисциплины.




УДК
ББК




© Мазин В.В., 2013
© Оформление. Изд-во МГОУ, 2013




СОДЕРЖАНИЕ

Часть 1. Основы геологии .
3

1.1 Общие сведения о Земле ..
3

1.2. Строение и состав земной коры ..
6

1.3. Геологические процессы ..
13

1.4. Закономерности развития земной коры .
18

Часть 2. Геология нефти и газа
20

2.1.Происхождение месторождений нефти и газа
20

2.2. Формирование залежей углеводородов
22

2.3. Коллекторы нефти и газа ..
36

2.4. Физическое состояние нефти и газа при различных
условиях в залежи

40

2.5. Классификация нефтей
41

2.6. Пластовые газы, конденсаты, газогидраты
47

2.7. Принципы нефтегеологического районирования
53

2.8. Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов
нефти и газа и их назначение

59

2.9. Группы запасов нефти и газа и основные принципы их
подсчета и учета .

62

Часть 3. Нефтегазопромысловая геология
67

3.1. Связь нефтегазопромысловой геологии с другими
геологическими и смежными науками

68

3.2. Цели и задачи нефтегазопромысловой геологии
69

3.3. Методы получения промыслово-геологической информации
71

3.4. Средства получения информации
73

3.5.Методы комплексного анализа и обобщения исходной
информации
73

Часть 4. Основы гидрогеологии
75

4.1. Вода. Условия залегания подземных вод
75

4.2. Водоносные горизонты и комплексы
77

4.3. Состав и свойства подземных вод
80

4.4. Законы фильтрации
82

4.5. Виды вод нефтяных и газовых месторождений
89

Часть 5. Основы инженерной геологии
92

5.1. Грунтоведение
92

5.2. Свойства грунтов
98

5.3. Классификация грунтов в строительстве по ГОСТ 25100-95 ..
105

5.4. Инженерная геодинамика .
108

5.5. Общие сведения об инженерно-геологических изысканиях
117

5.6. Основные этапы инженерно-геологических изысканий
121

5.7. Стадийность инженерно-геологических изысканий
123

Список использованной литературы .
126



Часть 1. ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ

1.1. Общие сведения о Земле

Земля и Космос
Примерно 13,7 миллиарда лет тому назад из объёма равного одному протону вследствие Большого Взрыва образовались миллиарды галактик (Хаббл, 1924). Галактики стремительно разлетаются от места, где произошел Большой Взрыв с огромной скоростью. Самые удаленные галактики расположены от Земли на расстоянии свыше 10 миллиардов световых лет. Каждая галактика состоит из сотен миллионов звезд, часть которых расположена в центре галактики (балдже), часть в ветвях галактик, спиралевидных или закручивающихся. Галактики со спиральными ветвями, а такое строение имеет и наша Галактика, находятся в стадии своей эволюции после происшедшего взрыва в их ядре (балдже). Галактики с закручивающимися ветвями находятся в стадии своей эволюции, когда происходит “возвращение” звезд из рукавов галактики в балдж, т.е. в стадии коллапса. Галактики, представленные только своим балджем находятся в стадии полного коллапса перед очередным взрывом. Период между очередными взрывами галактик примерно оценивается в миллиард лет.
Звезды, как и наше Солнце, также, по-видимому, периодически взрываются, как это видно на примере сверхновых звезд. Одна из таких сверхновых звезд отмечена в китайских летописях XI века. А в том месте, где была Сверхновая, в настоящее время астрономы находят Крабовидную туманность, образовавшуюся вследствие взрыва Сверхновой. По-видимому, и наше Солнце взорвалось 4580 миллионов лет тому назад. Вследствие этого взрыва образовалось “облако”, из которого сформировались планеты Солнечной системы: Меркурий, Венера, Земля, Марс, Юпитер, Сатурн, Уран, Нептун и Плутон со своими многочисленными спутниками. Между Марсом и Юпитером, возможно, существовала еще одна, десятая, планета - Фаэтон, которая взорвалась под воздействием гравитационных сил Солнца и Юпитера.

Форма и размеры Земли
Первые представления о форме и размерах Земли появились еще в глубокой древности. Античные мыслители (Пифагор - V в. до н.э., Аристотель - III в. до н.э. и др.) высказывали мысль, что наша планета имеет шарообразную форму.
Геодезические и астрономические исследования последующих столетий дали возможность судить о действительной форме Земли и ее размерах. Известно, что формирование Земли происходило под действием двух сил - силы взаимного притяжения частиц ее массы и центробежной силы, обусловленной вращением планеты вокруг своей оси. Равнодействующей обеих названных сил является сила тяжести, выражаемая в ускорении, которое приобретает каждое тело, находящееся у поверхности Земли. На рубеже XVII и XVIII веков впервые Ньютон теоретически обосновал положение о том, что под воздействием силы тяжести Земля должна иметь сжатие в направлении оси вращения и, следовательно, ее форма представляет эллипсоид вращения, или сфероид. Разница полярного и экваториального радиусов составляет 21 км. Последующими детальными измерениями, особенно новыми методами исследования со с искусственных спутников, было показано, что Земля сжата не только на полюсах, но также несколько по экватору (наибольший и наименьший радиусы по экватору отличаются на 210 м), т.е. Земля является не двухосным, а трехосным эллипсоидом. Кроме того, южный полюс расположен ближе к экватору, чем северный.
Наиболее высокая точка на Земле - гора Эверест в Гималаях - достигает 8848 м. Наибольшая глубина 11934 м обнаружена в Марианской впадине Тихого океана. Таким образом, наибольшая амплитуда рельефа земной поверхности составляет немногим менее 20 км. Учитывая эти особенности, немецкий физик Листинг в 1873 г. фигуру Земли назвал геоидом.
Экваториальный радиус Земли равен 6378,245 км, полярный радиус - 6356,863 км, полярное сжатие - 1/298,25. Объём Земли составляет 1,083.1012 км3, а масса – 6.1027 г. Ускорение силы тяжести на полюсах 983 см/с, на экваторе 978 см/с. Площадь поверхности Земли около 510 млн.км2, из которых 70,8 % представляет Мировой океан и 29,2 % - суша.

Оболочки Земли
Изучение внутреннего строения Земли производится различными методами. Геологические методы, основанные на изучении естественных обнажений горных пород, разрезов шахт и рудников, кернов глубоких буровых скважин, дают возможность судить о строении приповерхностной части земной коры. Глубина известных пробуренных скважин достигает 8-10 км, и только одна в мире опытная скважина, заложенная на Кольском полуострове, уже достигла глубины более 12 км. В вулканических областях по продуктам извержения вулканов можно судить о составе вещества на глубинах 50-100 км. В целом же глубинное внутреннее строение Земли изучается главным образом геофизическими методами: сейсмическим, магнитометрическим и др. Одним из важнейших методов является сейсмический метод, основанный на изучении естественных землетрясений и “искусственных землетрясений”, вызываемых взрывами.
Очаги землетрясений располагаются на различных глубинах от приповерхностных до 700 км. Реальные скорости распространения сейсмических волн зависят от упругих свойств и плотности горных пород, через которые они проходят. На основании анализа скорости распространения сейсмических волн австралийский сейсмолог К.Буллен разделил Землю на ряд оболочек, дал им буквенные обозначения определенных усредненных интервалах глубин, которые используются до настоящего времени. Выделяют три главные оболочки Земли:
Земная кора (оболочка А) - верхняя оболочка Земли, толщина которой изменяется от 6-7 км под глубокими частями океанов до 35-49 км под равнинными платформенными территориями континентов, до 50-75 км под горными сооружениями (наибольшие под Гималаями и Андами).
Мантия Земли, распространяющаяся до глубин 2900 км. В ее пределах по сейсмическим данным выделяются: верхняя мантия - оболочка В глубиною до 400 км, средняя мантия - оболочка С - до 800-1000 км, нижняя мантия - оболочка D до глубины 2700 км с переходным слоем D1 - от 2700 до 2900 км.
Ядро Земли, подразделяемое на внешнее ядро - оболочку Е в пределах глубин 2900-4980 км, переходную оболочку - слой F - от 4980 до 5120 км и внутреннее ядро - слой G до 6971 км.
Земная кора отличается от мантии по резкому изменению скорости распространения сейсмических волн, как продольных, так и поперечных. В 1909 году югославский сейсмолог А.Мохоровичича впервые установил наличие этого раздела, носящего терь его имя и принятого за нижнюю границу земной коры. Часто эту границу сокращенно называют границей Мохо или М.
Второй резкий раздел совпадает с переходом от мантии к ядру, где наблюдается скачкообразное падение скорости продольных волн с 13,6 до 8,1 км/с, а поперечные волны гасятся. Внезапное резкое уменьшение скорости продольных волн и исчезновение поперечных волн во внешнем ядре свидетельствует о необычайном квазижидком состоянии вещества, отличающемся от твердой кристаллической мантии. Эта граница названа именем Б.Гутенберга. Как показали новейшие исследования она очень неровная с поднятиями и впадинами с амплитудой до 20 км. Именно здесь происходят основные тектонические процессы.
В соответствии с гипотезой О.Ю.Шмидта, в момент своего образования Земля имела квазиоднородное строение по своему химическому составу. Но уже в это время температура внутри Земли достигала нескольких тысяч градусов, что является следствием массы планеты. В астероидах и малых спутниках планет, таких, как Фобос, спутник Марса, температура в их центре не превышает первых градусов, по Кельвину. В планете-гиганте Юпитере - она достигает 150 тысяч градусов, вследствие чего Юпитер светит частично своим светом, а не только отраженными лучами Солнца. Некоторые астрономы считают даже Солнце и Юпитер двойной звездой. В центре любой звезды температура достигает десятков миллионов градусов и там происходят ядерные реакции только потому, что в них сосредоточена огромная масса вещества.
Вследствие температуры и давления внутри Земли примерно на глубине 2900 км почти сразу же после ее образования образовался важнейший раздел, отделяющий кристаллическое вещество внешней оболочки Земли - мантии от ее квазижидкого ядра. При этом плотность кристаллической мантии на границе с ядром примерно равнялась пяти, а плотность внешней части ядра на границе с мантией - около десяти.
Глубина расположения границы мантии и ядра зависит от меняющейся гравитационной постоянной g под воздействием окружающих Солнечную систему звезд в разные фазы развития Галактики, ее очередного взрыва и коллапса. При перемещении границы мантии и ядра в сторону центра Земли происходит кристаллизация квазижидкого вещества внешнего ядра с плотностью 10 с превращением его в кристаллическую мантию с плотностью 5. Вследствие этого Земля расширяется. Одновременно с этим происходит предсказанный О.Ю.Шмидтом процесс дифференциации квазиоднородного вещества Земли с отделением легких компонентов, водорода, кислорода, углерода и др. и перемещением их в сторону поверхности Земли. Одновременно отделяются тяжелые компоненты, железо, никель и др., которые перемещаются в сторону центра Земли.
При перемещении границы мантии и ядра в сторону поверхности Земли происходит “расплавление” вещества кристаллической мантии с плотностью 5 с превращением его в квазижидкое вещество внешнего ядра с плотностью 10. Одновременно происходит процесс уменьшения радиуса Земли, ее съёживание.
За 4680 миллионов лет развития Земли вследствие процесса дифференциации ее состава образовались еще две, новые оболочки Земли: земная кора толщиною от 5 до 75 км и внутреннее ядро на глубине свыше 5120 км. При этом объём каждой из новых оболочек составляет около одного процента.

1.2. Строение и состав земной коры
По уровню организации в земной коре выделяют атомы (химические элементы) >минералы>горные породы >пачки (циклотемы) » осадочные формации > оболочки земной коры.

Химические элементы
Химический состав земной коры (в мае. %), по А.А.Ярошевскому (1988): О - 47,90, Si-29,50, Al-8,14, Fe - 4,37, Са-2,71, К - 2,40, Na-2,01, Mg -1,79, Ti- 0,52, С-0,27, H-0,16, Mn - 0,12, S-0,10.
Минералы
Минералами называются природные химические соединения или отдельные химические элементы, возникшие в результате физико-химических процессов, происходящих в земной коре. Элементарной единицей минерала является атом, химический элемент. В земной коре минералы находятся преимущественно в кристаллической состоянии и лишь незначительная часть - в аморфном. Свойства кристаллических веществ обусловливаются как их составом, так и внутренним строением, т.е. кристаллической структурой. В кристаллических решетках расстояния между элементарными частицами и характер связей между ними в разных направлениях неодинаковы, что обусловливает и различие свойств. Такое явление называется анизотропией или неравносвойственностью кристаллического вещества. Анизотропия кристаллических веществ проявляется во многих их особенностях. Например, в способности кристаллического вещества самоограняться, т.е. образовывать многогранники - кристаллы. Форма кристаллов разнообразна и зависит от внутреннего строения данного соединения.
В аморфных веществах закономерность в расположении частиц отсутствует. Аморфные вещества изотропны.
Формы нахождения минералов в природе разнообразны и зависят главным образом от условий образования. Это либо отдельные кристаллы или их закономерные сростки (двойники), либо четко обособленные минеральные скопления, либо, чаще, скопления минеральных зерен - минеральные агрегаты.
Среди обособленных минеральных скоплений наиболее часто встречают друзы. Секреции - результат постепенного заполнения ограниченных пустот минеральным веществом. Мелкие секреции называются миндалинами, крупные - жеодами. Конкреции - более или менее округлые образования. Мелкие округлые образования обычно концентрического строения называются оолитами. Натеки, свисающие со сводов пустот, называются сталактитами, растущие вверх на дне пещер - сталагмитами.
Оптические свойства минералов: цвет, прозрачность, блеск.
Механические свойства минералов: излом, спайность, твердость.
Шкала твердости минералов, или шкала (м) Мооса, дополненная числами (т) твердости (кг мм2), по Хрущеву приведена ниже:

м
Минерал
т

1
Тальк
2,4

2
Гипс
36

3
Кальцит
109

4
Флюорит
189

5
Апатит
536

6
Ортоклаз
795

7
Кварц
1120

8
Топаз
1427

9
Корунд
2060

10
Алмаз
10060


Для определения твердости минералов можно пользоваться некоторыми распространенными предметами, твердость которых близка к твердости минералов- эталонов. Так, твердостью 1 обладает графит мягкого карандаша, около 2-2,5 - ноготь, 4 - железный гвоздь, 5 - стекло, 5,5-6 - стальной нож, игла, более твердые минералы встречаются редко.
Классификация минералов:
Самородные элементы - сера, графит, алмаз.
Сульфиды - галенит, сфалерит, пирит.
Галоиды - галит, сильвин, флюорит.
Оксиды и гидроксиды - кварц, халцедон, опал, гематит, магнетит, лимонит, боксит.
Карбонаты - кальцит, доломит, сидерит.
Сульфаты - ангидрит, гипс.
Фосфаты - апатит, фосфорит.
Островные силикаты - оливин, форстерит, фаялит.
Цепочечные и ленточные силикаты и алюмосиликаты - амфибол, пироксен, гиперстен, авгит, роговая обманка.
Листовые (слоевые) силикаты - биотит, мусковит, тальк, серпентин, хлорит, каолинит, глауконит.
Каркасные алюмосиликаты - полевые шпаты, ортоклаз, микроклин, амазонит, альбит, олигоклаз, андезин, лабрадор, битовнит. анортит, нефелин.

Горные породы
Горные породы представляют естественные минеральные агрегаты, образующиеся в земной коре или на ее поверхности в ходе различных геологических процессов. Элементарной единицей горной породы является минерал. Основную массу горных пород слагают породообразующие минералы, состав и строение которых отражают условия образования пород. Кроме этих минералов в породах могут присутствовать и другие, более редкие (акцессорные) минералы, состав и количество которых в породах непостоянны.
Если горная порода представляет агрегат одного минерала, она называется мономинеральной. К таким породам относятся, например, мраморы, кварциты. Первые представляют агрегат кристаллических зерен кальцита, вторые - кварца. Если в породу входит несколько минералов, она называется полиминеральной. В качестве примера таких пород можно назвать граниты, состоящие из кварца, калиевого полевого шпата, кислого плагиоклаза, а также темноцветных - биотита, роговой обманки, реже авгита.
Строение горных пород характеризуется структурой и текстурой. Структура определяется состоянием минерального вещества, слагающего породу (кристаллическое, аморфное, обломочное), размером и формой кристаллических зерен или обломков, входящих в ее состав, их взаимоотношениями. Под текстурой понимают сложение породы, т.е. расположение в пространстве слагающих ее частиц (кристаллических зерен, обломков и др.). Такое определение терминов структура и текстура не совпадает с общепринятой точкой зрения, что является исторической ошибкой перевода иностранных терминов.
В основу классификации горных пород положен генетический признак. По происхождению выделяют: 1) магматические, или изверженные, горные породы, связанные с застыванием в различных условиях силикатного расплава - магмы и лавы; 2) осадочные горные породы, образующиеся на поверхности в результате деятельности экзогенных факторов; 3) метаморфические горные породы, возникающие при переработке магматических, осадочных, а также ранее образованных метаморфических пород в глубинных условиях при воздействии высоких температур и давления, а также различных жидких и газообразных веществ (флюидов), поднимающихся с глубины, в конечном счете из внешнего ядра с границы Гутенберга.
В основе классификации магматических горных пород лежит их химический состав. Учитывается прежде всего содержание кремния, по которому магматические породы условно делятся на четыре группы кислотности: ультраосновные породы, содержащие менее 45 % кремнезема (Si02), основные - 45-52, средние - 52-65 и кислые - более 65 %. Химический состав может быть определен лишь при лабораторных исследованиях. Однако минеральный состав отражает химический и может быть использован при выяснении группы кислотности. Породообразующими минералами магматических пород являются минералы класса силикатов: кварц, полевые шпаты, слюды, амфиболы, пироксены, которые в сумме составляют около 93 % всех входящих в магматические породы минералов, затем оливин, фельдшпатоиды, некоторые другие силикаты и около 1 % минералов других классов. Вспомнив химический состав этих минералов, нетрудно убедиться, что в более основных породах должны преобладать цветные, менее богатые кремнеземом железисто-магнезиальные минералы, а в кислых - преимущественно светлые. С этим же связано уменьшение плотности пород от ультраосновных (до 3,4) к кислым (2,6).
В зависимости от условий, в которых происходило застывание магмы, магматические породы делят на ряд групп: породы глубинные, или интрузивные, образовавшиеся при застывании магмы на глубине, и породы излившиеся, или эффузивные, связанные с застыванием магмы, излившейся на поверхность, т.е. лавы. Среди интрузивных пород выделяют ряд разновидностей по глубине застывания магмы, а также жильные породы, связанные с застыванием магмы в трещинах. К вулканическим породам кроме излившихся относятся пирокластические, представленные скоплением выброшенного при вулканических взрывах и осевшего на поверхности материала, туфа и пепла, которые составляют около 80 и 5 % всего эффузивного материала.
Ряд интрузивных пород от кислых до ультраосновных составляют: граниты > гранодиориты > диориты > габбро > дунит (перидотит, пироксенит).
Ряд эффузивных пород от кислых до основных составляют: липарит > дацит > андезит> базальт (долерит). Ультраосновные аналоги эффузивных пород отсутствуют.
В основе классификации осадочных пород лежит генетический признак. Выделяются обломочные, биогенные, хемогенные и космогенные породы. При этом образуются слои горных пород с первично горизонтальным залеганием.
Обломочные породы образуются при денудации под действием экзогенных процессов. Разрушаются прежде всего горные сооружения (Гималаи, Кордильеры, Альпы и др.). У подножия гор обломочные породы образуют первый уровень седиментации: отложения обвалов (колювий), конусы выноса пролювиальных отложений. Под воздействием водных потоков рек размываются колювиальные и пролювиальные образования, песчано-глинистый материал выносится реками в их устья, где формируются дельты - второй уровень седиментации. Под воздействием мутевых потоков неконсолидированный обломочный материал сбрасывается с шельфа на дно океанов, где формируются отложения третьего уровня седиментации.
Под воздействием океанских течений обломочный материал третьего уровня седиментации перемещается на тысячи километров, где на дне океанов формируются обломочные отложения четвертого уровня седиментации.
Среди обломочных пород выделяются группы прежде всего по размеру обломков: грубообломочные, или сакситы со средним размером обломков от 100 до 1000 м (отторженцы) и от 10 до 100 м (утёсы); крупнообломочные, олистостромы, валунные конгломераты с обломками размером от 1 до 10 м (глыбы, олистолиты) и от 0,1 до 1 м (валуны, отломы, олистолиты); среднеобломочные, олистостромы, гравелиты, галечные и гравийные конгломераты с размером обломков от 10 до 100 мм (галька, щебень) и от 1 до 10 мм (гравий, дресва); мелкообломочные, песчаники, граувакки с размером зерен от 0,1 до 1 мм и алевролиты с размером зерен от 20 до 100 мкм; тонкообломочные, силтолиты, глины, аргиллиты с размером частиц от 0,1 до 20 мкм.
По текстурным особенностям распознаются генетические группы обломочных пород: градационная слоистость характерна для флишевых отложений мутевых потоков третьего и четвертого уровня седиментации, косая слоистость чаще встречается среди аллювиальных и прибрежно-морских отложений.
Биогенные породы сложены в основном известковыми, реже кремнистыми раковинами животных и растений. К биогенным породам относятся также каустобиолиты. Наибольший интерес представляют раковинки кокколитофорид размером меньше одного микрометра, скопления которых формируют слои практически всех фанерозойских известняков. Карбонатные породы характерны для отложений морей и океанов на глубинах менее 4 км. На глубинах свыше 4 км кальцит растворяется.
Кремнистые биогенные породы состоят в основном из опала и халцедона и представлены диатомитами, радиоляритами, трепелами и опоками, реже конкрециями кремней.
Каустобиолиты образуются из растительных и животных остатков, преобразованных под влиянием различных геологических факторов. Они представлены торфом, бурым и каменным углями, антрацитами. Плотность углей возрастает от 0,7 у торфа до 1,6 у антрацита.
Хемогенные породы представлены галоидами (каменная соль, сильвинит и др.) и сульфатами (гипс, ангидрит).
Метаморфические горные породы образуются из пород разного генезиса под влиянием повышенной температуры и давления. Различают региональный и локальный метаморфизм.
При региональном метаморфизме кварцевые песчаники при этом превращаются в кварциты, известняки - в мраморы, глины и аргиллиты - в филлиты, кристаллические сланцы, гнейсы и гранулиты, эффузивные породы - в амфиболиты, ультраосновные породы - в серпентиниты. При большом давлении образуются эклогиты с плотностью от 3 до 4 г/см3 , состоящими в основном из граната и пироксена.
При локальном метаморфизме возникают роговики.

Геологические тела
Геологическое тело - геологическое пространство, заполненное горной породой определенного состава, ограниченное другими горными породами с иным составом, атмосферой или гидросферой. Элементарной единицей геологического тела является горная порода. Г еологические тела имеют изометрическую (интрузии), плоскую, линзовидную или клиновидную форму (слои осадочных и эффузивных образований).

Пачки (циклотемы)
Пачка, или циклотема, - комплекс слоев небольшой толщины, характеризующийся литологическими, а иногда и палеонтологическими особенностями, отличающими данную пачку от смежных образований. Циклотема - серия пластов, отложившихся в течение одного осадочного цикла. Элементарной единицей пачки (циклотемы) является слой. И пачка и циклотема характеризуются также тем, что они сами по себе являются элементарными единицами формаций.
Циклотемы в особенности характерны для угленосных моласс, например, для каменноугольных отложений Донбасса, Кузбасса, Пенсильвании и т.д. В.Соколов и Л.Лутугин в 1910 году в Донбассе детально изучили каменноугольные отложения, составили стратиграфическую схему, геологические карты, на которых выделили пачки (циклотемы) с маркирующими пластами углей и известняков. Эта стратиграфическая схема и эти карты не были изменены за прошедшие почти сто лет. Каждая циклотема содержит пласт угли и почти каждая их - маркирующий пласт известняка. Циклотемы начинаются и заканчиваются песчано-глинистыми отложениями. Часто в основании циклотем наблюдаются следы размывов. Развитие циклотем связано с колебанием уровня океана и циклами Миланковича, длительность которых оценивается в десятки тысяч лет.
Осадочные формации
Осадочная формация - комплекс циклотем сходного состава, который отличается от комплекса циклотем иного состава смежных формаций. Элементарной единицей формации является пачка, или циклотема.
Формация изверженных пород - комплекс интрузий сходного состава, который отличается от интрузий иного состава. Элементарной единицей формации изверженных пород является интрузия.
Осадочные формации подразделяются в первую очередь по своему генезису. Выделяются обломочные, биогенные, вулканогенные, хемогенные и космогенные формации. Обломочные формации различаются также по среднему размеру обломков (зерен, частиц) прежде всего на три группы: песчаные (в том числе молассовые), сложенные в основном песчаниками и алевролитами, глинистые (аргиллитовые, сланцевые, аспидные), представленные главным образом глинами и аргиллитами, и флишевые, где наблюдается переслаивание песчаников и алевролитов, с одной стороны, и глин, мергелей, известняков, с другой.
Биогенные формации сложены в основном либо известняками, либо диатомитами и радиоляритами.
Хемогенные формации сложены солями (галитом, сильвином, мирабилитом и др.), частично гипсами, ангидритами, доломитами - продуктами, образующимися при выпаривании морской воды в изолированных бассейнах в аридных зонах.
Космогенные формации, столь многочисленные в начальные стадии развития Земли, весьма малочисленные в настоящее время. К ним относятся красные глубоководные глины с криоконитом (космическими сферами), образования редких астроблем.
Среди эффузивных формаций выделяются кислые (липаритовые, дацитовые), средние (андезитовые) и основные (базальтовые) разновидности.

Оболочки земной коры
Выделяются четыре оболочки земной коры, которые отличаются прежде всего по своей плотности и скорости прохождения как продольных, так и поперечных сейсмических волн. На материках это гранулито-базитовая, гранито-гнейсовая, консолидированная и неконсолидированная осадочные оболочки с общей толщиною от 15 до 75 км. В океанах развита лишь одна, верхняя самая молодая неконсолидированная осадочная оболочка толщиною от 0 до 1 км. Под ней расположена базальтовая оболочка толщиною от 5 до 15 км, которая условно также относится к земной коре. Гранулито-базитовая, или протогейская оболочка сложена метаморфическими породами (гнейсами, кристаллическими сланцами), пронизана многочисленными интрузиями гранитов, чарнокитов, других изверженных пород, она обнажается на земной поверхности в пределах ядер древних платформ на щитах кратонов: Балтийском и Украинском на Русской платформе, Алданском и Анабарском на Сибирской платформе и др. При бурении Кольской сверхглубокой скважины она обнаружена на глубине около 7 км. Кровля гранулито-базитовой оболочки отбивается сейсмологами по небольшому снижению скорости прохождения сейсмических волн. Эта граница носит название раздела Конрада. Гранулито- базитовая оболочка образовалась в период глобального сжатия Земли примерно 3 миллиарда лет тому назад на рубеже киватиния и Лаврентия, мезо- и неоархея. Этот рубеж назван также революцией Павлова, который первым обратил на него внимание и определил его как окончание лунной фазы развития Земли.
Гранито-гнейсовая, или дейтерогейская оболочка земной коры сложена метаморфическимми горными породами (гнейсами, кристаллическими сланцами), пронизана многочисленными интрузиями гранитов, гранодиоритов, других изверженных пород, она обнажена на поверхности щитов всех древних платформ: Русской, Сибирской, Китайской, Индийской, Африканской, Лаврентийской (Северо- Американской), Бразильской, Австралийской и Антарктидной. Кровля гранитогнейсовой оболочки на плитах древних платформ четко отбивается по смене метаморфических пород осадочными, по резкому уменьшению скорости прохождения сейсмических волн. Гранито-гнейсовая оболочка сформировалась в период глобального сжатия Земли 1640 миллионов лет тому назад во время революции Лоусона на рубеже раннего (карелий) и позднего (рифей) протерозоя.
Консолидированная осадочная, или неогейская оболочка земной коры представлена уплотненными осадочными породами (песчаниками, алевролитами, известняками, диатомитами, галитом), эффузивными образованиями (липаритами, дацитами, андезитами, базальтами), интрузивными формациями, она развивалась в течение рифея, палеозоя и триаса. Её формирование закончилось во время каледонско-герцинской революции Ардуино 207 миллионов лет тому назад. Она слагает цоколи всех молодых платформ.
Неконсолидированная, или кайногейская оболочка земной коры представлена слабо консолидированными, пористыми породами: песками, песчаниками, алевролитами, известняками, мергелями, глинами, галитом, эффузивными образованиями, которые образуют чехол земной коры и на континентах, и в океанах. Она формировалась в юрском, меловом периодах и в кайнозое. Неконсолидированная осадочная оболочка земной коры является вместилищем основных месторождений нефти и газа, а также воды, которые сегодня являются важнейшими полезными ископаемыми.
Базальтовая оболочка в океанах сложена молодыми, кайногейскими базальтами.
По набору оболочек различают два типа земной коры: материковый с гранулито-базитовой, гранито-гнейсовой, консолидированной и неконсолидированной осадочными оболочками и океанский с базальтовой и неконсолидированной осадочной оболочками.
Обе оболочки земной коры расположены фрагментарно. В Тихом океане развита только океанская оболочка, составляющая по площади 142,2 млн км2. Два других океана, Атлантический и Индийский, по своей периферии содержат обрывки бывшей Гондваны, представленные материками: Южной Америкой, Антарктидой и Австралией, в целом образующих Индо-Атлантический материково-океанский геосегмент земной коры с площадью 208,5 млн км2. Лавразиатский материковый геосегмент земной коры включает материки: Евразию, Африку и Северную Америку. Его площадь равна 159,3 млн км2. Эти три геосегмента являются самыми крупными структурными элементами земной коры. В двух регионах Земли, где сходятся все три геосегмента, в Остиндии (Индонезия) и Вестиндии (Карибский регион) наблюдается наибольшая раздробленность земной коры. Здесь расположены “конгломераты”, состоящие из обрывков коры как материкового, так и океанского типа. Здесь находится наиболее плотная сеть глубинных разломов, и поэтому здесь находятся крупнейшие месторождения нефти и газа.
Полусегменты, или гемисегменты сочленяются друг с другом по Императорскому и Гавайскому хребтам в Тихом океане, по 20-му меридиану к югу от Африки и по глубинному разлому между устьями рек Яны и Анадыря на Северо- востоке России. Граница Атлантического и Индийского гемисегментов подходит к берегу Африки в районе ЮАР, стране сказочно богатой золотом, алмазами, ураном, другими полезными ископаемыми, по-видимому, потому, что по глубинному разлому на границе гемисегментов происходило обогащение этого региона и полезными ископаемыми.

1.3. Геологические процессы
Геологические процессы делятся на эндогенные и экзогенные.

Эндогенные геологические процессы
Эндогенные геологические процессы включают магматизм, метаморфизм, землетрясения, тектонические нарушения.

Магматизм
Магматические горные породы, образовавшиеся из жидкого расплава - магмы, играют огромную роль в строении земной коры. Эти породы сформировались разными путями. Крупные их объемы застывали на различной глубине, не дойдя до поверхности, и оказывали сильное воздействие на вмещающие породы высокой температурой, горячими растворами и газами. Так образовались интрузивные тела. Если магматические расплавы вырывались на поверхность, то происходили извержения вулканов, носившие в зависимости от состава магмы спокойный либо катастрофический характер. Такой тип магматизма называют эффузивным, что не совсем точно. Нередко извержения вулканов носят взрывной характер, при котором магма не изливается, а взрывается и на земную поверхность выпадают тонко раздробленные кристаллы и застывшие капельки стекла - раплава. Подобные извержения называются эксплозивными. Поэтому говоря о магматизме, следует различать интрузивные процессы, связанные с образованием и движением магмы ниже поверхности земли, и вулканические процессы, обусловленные выходом магмы на земную поверхность. Оба эти процесса неразрывно связаны между собой, а проявление того или другого из них зависит от глубины и способа образования магмы, ее температуры, количества растворенных газов, геологического строения района, характера и скорости движений земной коры и т.д.
Как интрузивные, так и вулканические горные породы содержат залежи полезных ископаемых и, кроме того, они являются надежными индикаторами тектонических и палеогеографических условий геологического прошлого, что позволяет нам их реконструировать.

Метаморфизм
Горные породы после формирования могут попасть в такую геологическую обстановку, которая будет существенно отличаться от обстановки образования породы и на нее будут оказывать влияние различные эндогенные силы: тепло, давление (нагрузка) вышележащих толщ, глубинные флюиды, растворы и газы, воды, водород, углекислота и др. Изменение магматических и осадочных пород в твердом состоянии состояние под воздействием эндогенных факторов и называется метаморфизмом.
Все метаморфические процессы можно разделить на две группы. В одной из них химический состав метаморфизуемых пород не изменяется, т.е. преобразование происходит изохимически. Во второй группе наблюдается изменение состава пород за счет привноса или выноса компонентов. Такой процесс называется аллохимическим. Под воздействием процессов метаморфизма происходит перекристаллизация исходных пород, изменение минерального, а нередко и химического состава. Метаморфические процессы могут быть разной интенсивности, поэтому в природе наблюдаются все постепенные переходы от практически неизмененных или слабо измененных пород, первичная текстура, структура и состав которых сохранились, до пород, измененных настолько сильно, что восстановить их первичную природу невозможно. Усиление степени метаморфизма, т.е. увеличение температуры, давления и концентрации флюидов, приводит к изменению или распаду неустойчивых минералов на более устойчивые ассоциации. При изучении метаморфических пород необходимо восстановить их первичную природу и условия образования, а также дать реконструкцию обстановки метаморфизма - давление, температуру и роль летучих компонентов. Это позволяет разобраться в мощнейших толщах хедских, архейских и протерозойских пород, слагающих главным образом фундамент древних платформ и отвечающих по возрастному интервалу большей части истории Земли - 2,5-4,6 млрд. лет. С этими же породами связаны очень важные в практическом отношении метаморфогенные месторождения, содержащие железные руды, графит, золото, уран, медь, кварциты, мраморы и др.

Землетрясения
Ежегодно на Земле регистрируется более 100000 землетрясений. Большинство из них мы вообще не ощущаем, некоторые отзываются лишь дребезжанием посуды в шкафах и раскачиванием люстр, зато другие, к счастью гораздо более редкие, в мгновение ока превращают города в груды дымящихся обломков. На побережьях море отступает, обнажая дно, а затем на берег обрушивается гигантская волна, сметая все на своем пути, унося остатки строений в море. Крупные землетрясения сопровождаются многочисленными жертвами среди населения, которое гибнет под развалинами зданий, от пожаров, наконец, просто от возникающей паники. Землетрясения - это бедствие, катастрофа, поэтому огромные усилия затрачиваются на предсказания возможных сейсмических толчков, на выделение сейсмоопасных районов, на мероприятия, которые призваны сделать промышленные и гражданские здания сейсмостойкими.
За последнее время катастрофические землетрясения произошли в Чили (1960), на Аляске (1969), в Гватемале (1976), в Китае (1976), когда погибло 100 000 человек. На территории СССР не раз отмечались очень сильные землетрясения: Андижанское (1902), Кеминское (1911), Хаитское (1949), Ашхабадское (1929 и 1948), Ташкентское (1966), Газлийские (1970, 1976, 1984) и, наконец, страшное Спитакское землетрясение в Армении (1988).
Любое землетрясение - это тектонические деформации земной коры или верхней мантии, происходящие вследствие того, что накопившиеся напряжения в какой-то момент превысили прочность горных пород в данном месте. Разрядка этих напряжений и вызывает сейсмические колебания в виде волн, которые, достигнув земной поверхности, производят разрушения.
Очагом, или гипоцентром землетрясения является определенный объём горных пород, внутри которого осуществляются неупругие деформации и происходит разрушение пород. Эпицентр - проекция гипоцентра на земную поверхность. На карте распространения эпицентров современных землетрясений отчетливо видна их связь с периферией Тихого океана, Средиземноморским подвижным поясом (Альпы, Карпаты, Кавказ, Гималаи), а также со срединноокеаническими хребтами во всех океанах.

Тектонические нарушения
В большинстве случаев осадки, формирующиеся в озерах, морях и океанах, обладают первично горизонтальным залеганием, которое нередко нарушается тектоническими движениями, что приводит к образованию складок, с одной стороны, и разрывных нарушений, с другой.
Складки
Складка - это изгиб слоев. Различают ядро складки и ее крылья. Складки бывают антиклинальные и синклинальные. Ядра антиклинальных складок сложены породами более древними слоями, ядра синклинальных - более молодыми. Перегибы слоев образуют замки складок.
Чаще всего складки образуются при содвиге континентальных плит, когда происходит раздавливание неконсолидированных горизонтально залегающих слоев между сдвигающимися кратонами. При этом образуются линейные складки с примерно одинаковыми замками антиклинальных и синклинальных разновидностей. Под воздействием преимущественно вертикальных движений в подвижных поясах образуются брахискладки, где форма замков антиклинальных и синклинальтных складок различная. На платформах формируются куполовидные складки изометричной формы с очень пологими крыльями.
Разрывные нарушения
Разрывным нарушением называется деформация пластов горных пород с нарушением их сплошности, возникающая в случае превышения предела прочности пород тектоническими напряжениями. В любом разрывном нарушении всегда выделяется плоскость разрыва или сместителя и крылья разрыва, т.е. два блока пород по обе стороны сместителя, которые подверглись перемещению. Крыло или блок, находящийся выше сместителя, называется висячим, а ниже - лежачим. Важным параметром разрыва является его амплитуда. Расстояние от пластав лежачем крыле до того же пласта в висячем крыле называется амплитудой по сместителю. Кроме того различают стратиграфическую амплитуду, которая измеряется по нормали к плоскости напластования в любом крыле разрыва до проекции пласта; вертикальную амплитуду - проекцию амплитуды по сместителю на вертикальную плоскость; горизонтальную амплитуду - проекцию амплитуды по сместителю на горизонтальную плоскость. Положение сместителя в пространстве определяется, как и ориентировка любой другой плоскости, с помощью линий падения, простирания и угла падения.
Основные типы разрывных нарушений: сброс (сместитель наклонен в сторону опущенного крыла, угол наклона сместителя больше 45°), взброс (сместитель наклонен в сторону поднятого крыла), надвиг (взброс с углом наклона сместителя менее 45°), сдвиг (перемещение крыльев по простиранию сместителя), шарьяж (надвиг с почти горизонтальным положением сместителя), раздвиг (горизонтальное смещение блоков разрывного нарушения в противоположные стороны), содвиг (горизонтальное смещение блоков разрывного нарушения навстречу друг другу).
Амплитуды смещения достигают 4000 км - при раздвиге (спрединге) континентальных плит. Примерно такие же амплитуды были при содвигах континентальных плит, в результате чего формировались шарьяжи с амплитудой перемещения в сотни километров.

Экзогенные процессы
К экзогенным процессам относятся: выветривание, геологическая деятельность ветра, поверхностных текучих вод, подземных вод, ледников, геологические процессы в областях распространения многолетнемерзлых горныхъ пород, геологическая деятельность океанов и морей.Под выветриванеием понимается совокупность физических, химических и биохимических процессов преобразования горных пород и слагающих их минералов в приповерхностной части земной коры. Это преобразование зависит от многих факторов: колебания температуры, химического воздействия воды и газов - углекислоты и кислорода, воздействия органических веществ, образующихся при жизни растений и животных и при их отмирании и разложении. Сказанное свидетельствует о том, что процессы выветривания тесно связаны с взаимодействием приповерхностной части земной коры с атмосферой, гидросферой и биосферой. Часть земной коры, где происходит преобразование минерального вещества, называется зоной выветривания или зоной гипергенеза. Условно выделяются два взаимосвязанных фактора: физическое и химическое выветривание.

Геологическая деятельность ветра
Геологическая деятельность ветра состоит из следующих видов: дефляции (выдувания и развевания), коррфии (обтачивания, соскабливания), переноса и аккумуляции. Все процессы, обусловленные деятельностью ветра, создаваемые ими формы рельефа и отложения называют эоловыми.
Наиболее ярко деятельность ветра проявляется в пустынях, занимающих около 20 % поверхности континентов, где сильные ветры сочетаются с малым количеством выпадающих атмосферных осадков, резкими колебаниями температуры, отсутствием растительного покрова в связи с аридным климатом.

Геологическая деятельность поверхностных текучих вод
Под текучими водами понимаются все виды поверхностного стока на суше от струй, возникающих при выпадении дождя и таяния снега, до самых крупных рек. Все воды, стекающие по поверхности Земли, производят различного вида работу. Хорошо известно, что поверхностная текучая вода - один из важнейших факторов денудации суши и преобразования лика Земли.
Как и в других экзогенных процессах, в деятельности текучих вод могут быть выделены три составляющие: разрушение, перенос и отложение, или аккумуляция, переносимого материала в конечном итоге на первом (у подножия гор) и втором (в дельтах рек) уровнях аккумуляции. По характеру и результатам деятельности можно выделить три вида поверхностного стока вод: плоскостной безрусловой склоновый сток, сток временных русловых потоков и сток постоянных водотоков - рек.
Почвенные воды и верховодка образуются в зоне аэрации. В зоне насыщения выделяют воды: грунтовые, межпластовые безнапорные и межпластовые напорные, или артезианские.

Геологическая деятельность ледников
Ледники - это естественные массы кристаллического льда, находящиеся на поверхности Земли в результате накопления и последующего преобразования твердых атмосферных осадков (снега). Необходимым условием образования ледников является сочетание низких температур с большим количеством твердых атмосферных осадков, что имеет место в холодных странах высоких широт и в вершинных частях гор.
Выделяются три основных типа ледников: 1) материковые, или покровные, 2) горные, 3) промежуточные, или смешанные. Классическими примерами ныне
существующих материковых ледников служат покровы Антарктиды и Гренландии. Антарктида занимает площадь около 15 млн км2, из них около 13,2 млн км2 покрыто льдом. Ледяной покров образует огромное плато высотой до 4 км.
В четвертичном периоде значительная часть Европы и Северной Америки также были покрыты материковым ледяным покровом.
При своем движении ледники производят разрушение горных пород, перенос обломков и их аккумуляцию в виде морен. Одна из таких конечных морен расположена около МГОУ за рекой Яузой на территории Лосиного острова.
Геологические процессы в областях распространения многолетнемерзлыхгорных пород
Хорошо известно, что поверхностные слои почв и грунтов подвергаются сезонному промерзанию зимой и оттаиванию в весенне-летнее время. Наибольшая глубина промерзания в северном полушарии наблюдается в северных приполярных районах, наименьшая - в южных. Этот верхний слой периодического промерзания и оттаивания отличается большой динамичностью и называется деятельным слоем. Ниже него на обширных пространствах Северной Евразии и Северной Америки развиты многолетнемерзлые горные породы (ММП). В России они занимают больше половины площади.
Зону распространения ММП называют мерзлой зоной земной коры или криолитозоной. Соответственно и наука, изучающая криолитозону и процессы, связанные с ней, называется геокриологией или мерзлотоведением.
В зоне ММП наблюдается целый ряд геологических процессов. Повторножильные льды формируются в северной геокриологической зоне. Их развитие связано с морозобойными трещинами, образующими системы полигонов. Морозное пучение характерно для различных районов криолитозоны. Инъекционные бугры пучения образуются в условиях закрытой системы. К склоновым процессам относятся солифлюкция и курумы.

Геологическая деятельность океанов и морей
Вся совокупность водных пространств океанов и морей, занимающих 70,8 % поверхности Земли, называется Мировым океаном, или океаносферой. Мировой океан включает четыре океана: Тихий, Атлантический, Индийский и Северный Ледовитый, все окраинные (Берингово, Охотское, Японское и др.) и внутриконтинентальные моря (Средиземное, Черное, Балтийское и др.).
В рельефе дна океанов и морей выделяются шельф, материковый склон, ложе Мирового океана с поднятиями (срединно-океаническими хребтами, валами, вулканическими островами и гайотами) и глубоководными впадинами (Тонга- Кермадекской, Курило-Камчатской, Идзу-Бонинской и др.).
В Мировом океане у подножия материкового склона формируется на третьем уровне седиментации основная часть обломочного материала, образующегося при денудации, часть последнего разносится геострофическими течениями по дну Мирового океана. На глубинах менее 4 км чаще во внутренних частях Мирового океана образуются карбонатные илы, впоследствии превращающиеся в известняки. В глубоководных частях океанов формируются диатомовые и радиоляритовые илы, а также красные глубоководные глины с криоконитом. В пределах срединноокеанических хребтов под действием черных ведьм (черных курильщиков) образуются месторождения меди, полиметаллов и золота.
1.4. Закономерности развития земной коры
Рассмотрим некоторые закономерности развития земной коры: относительную и изотопную геохронологию, геологические циклы, основные структурные элементы земной коры, пульсационную и плитную гипотезы развития Земли.
Относительная и изотопная геохронология
На основе изучения остатков фауны и флоры были выделены: шесть геологических эр (хедская, архейская, протерозойская, палеозойская, мезозойская и кайнозойская), десять геологических периодов (кембрийский, ордовикский, силурийский, девонский, каменноугольный, пермский, триасовый, юрский, меловой, палеогеновый, неогеновый и четвертичный), ряд геологических эпох, веков и фаз.
На основе изучения нестабильных элементов определен изотопный возраст всех геохронологических подразделений.
На базе изучения остаточной намагниченности составлена палеомагнитная геохронологическая шкала.
Геологические циклы
По длительности своего развития выделяется система геологических циклов: мегациклы (развивавшиеся сотни миллионов и миллиарды лет, геологические акроны, эоны и эры), макроциклы (миллионы и десятки миллионов лет, геологические эпохи и века), мезоциклы (десятки и сотни тысяч лет, геологические зоны, пачки, циклотемы), микроциклы (сотни и тысячи лет, слои), наноциклы (годы и десятилетия, слойки), пикоциклы (дни и месяцы, сизигиты и сезониты).
Основные структурные элементы земной коры
По площади развития выделяются геосегменты, гемигеосегменты, мега-, макро-, мезо- и микрогеоблоки, структурно-формационные зоны и локальные структуры.
По истории своего развития выделяют древние и молодые платформы, складчатые зоны, срединные массивы, краевые и межгорные прогибы, вулканические пояса.
По структуре выделяются щиты, плиты, синеклизы, антеклизы, авлакогены на платформах, антиклинории, синклинории, антиклинальные и синклинальные складки, шарьяжи и надвиги в складчатых зонах.

Пульсационная и плитная гипотезы развития Земли
В настоящее время развиваются две конкурирующие гипотезы развития Земли: гипотеза литосферных плит и пульсационная гипотеза развития Земли.

Гипотеза литосферных плит
Строение срединно-океанических хребтов и результаты глубоководного бурения в океанах установили наличие спрединга - раздвига литосферных плит По этой гипотезе в области глубоководных желобов происходит субдукция - погружение океанских плит под материковые. В целом рассматривается процесс конвекции в мантии Земли. Эта гипотеза поддерживается большинством геологов. Наиболее уязвимым элементом гипотезы литосферных плит является конвекция в мантии Земли.
Пульсационная гипотеза развития Земли
Пульсационная гипотеза развития Земли основана на наличии спрединга, но не только в пределах Атлантического, Индоокеанского и Восточно-Тихоокеанского срединноокеаничекских хребтов, но и в пределах Западно-Тихоокеанского на границе Азии и Тихого океана, смены панталасс панплатформами, раздвигов и содвигов литосферных плит, стадий деструкций и глобального седиментогенеза и стадий аккреций и глобальной складчатости и шарьяжеобразования. Эта гипотеза имеет меньшее число сторонников, она развивается в стенах МГУ (академик Милановский и др.) и МГОУ.


ЧАСТЬ 2. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА

2.1. Происхождение месторождений нефти и газа
Концепции неорганического происхождения нефти

Идея возможности неорганического происхождения месторождений нефти была выдвинута в XIX веке А.Гумбольтом. Позднее популярность неорганической теории была связана с авторитетом Д.И.Менделеева и с привлекательностью космических идей В.Д.Соколова. Впоследствии концепции неорганического происхождения развивались Н.А.Кудрявцевым, Б.Н.Кропоткиным, а также зарубежными учеными – К.Мак-Дерматом, Ф.Хойлем и др.
В нашей стране наиболее широкую известность получила теория, сформулированная Д.И.Менделеевым, доложенная им в 1876 году в Русском Химическом Обществе. По его мнению, вода, проникая по разломам в глубинные недра Земли, вступает во взаимодействие с карбидами металлов. Образовавшиеся при этом взаимодействии углеводородные пары по тем же разломам поднимаются в верхние части земной коры, где конденсируются, образуя скопления нефти.
Современные неорганические теории обосновываются следующим:
1. Многочисленные месторождения приурочены к зонам разломов.
2. Месторождения встречаются в магматических и метаморфических породах.
Углеводороды встречаются в веществе, извергающемся из вулканов, в ультраосновных породах (кимберлитах) алмазоносных трубках взрыва, в метеоритах и хвостах комет, атмосфере планет и в космическом веществе.
Неорганическая теория в современной интерпретации схематически выглядит следующим образом: Источником углеводородов являются вода и углекислый газ, которых в мантии содержится в 1 куб.м – 180 кг и 15 кг соответственно (по данным Е.К.Мархинина). В присутствии закисных соединений металлов (главным образом закиси железа) образуются углеводороды. Высокие давления недр Земли подавляют термическую деструкцию сложных молекул углеводородов. По расчетам Э.Б.Чекалюка оптимальные глубины для синтеза, полимеризации и циклизации углеводородов из воды и углекислого газа составляют 100-200 км.
На эти аргументы можно возразить следующее:
1. Не все месторождения приурочены к зонам разломов.
2. В магматические и метаморфические горные породы углеводороды могли попасть из осадочных пород в результате миграции.
3. Углеводороды космоса и магматических проявлений существуют в единичных молекулах и совершенно незначительных примесях. Несомненно, углеводороды образуются и химическим путем. Однако крупные скопления таким образом сформироваться не могут.
Важным достоинством концепций неорганического происхождения нефти является ее оптимистичность. Количество воды и углекислого газа в мантии по человеческим меркам неисчерпаемо и это дает нам надежду на то, что ресурсы нефти и газа на Земле значительно больше разведанных сегодня запасов, и продолжают пополняться, то есть теоретически безграничны.

Концепция органического происхождения нефти и газа
Соображения об органическом происхождении нефти были сделаны в 1759 году М.В.Ломоносовым в работе «О слоях земных». Он полагал, что нефть образовалась из каменного угля под воздействием высоких температур. «...Выгоняется подземным жаром из приуготовляющихся каменных углей оная бурая и черная масляная материя и вступает в разные рассолы...». Первые эксперименты получения нефтеподобных продуктов из органического вещества животного происхождения были проделаны немецким химиком Г.Гефером, который нагревал животные жиры при повышенном давлении до температуры 320-400°.
Современная концепция органического происхождения нефти восходит к монографии И.М.Губкина «Учение о нефти». В соответствии с этой моделью, нефть образуется следующим образом:
Исходным для образования нефти является органическое вещество морских илов, состоящее из животных и растительных организмов. Перекрывающие илы осадки предохраняют его от окисления. Погруженный на глубины до 50 м он перерабатывается анаэробными микробами. При попадании в глубокие недра горные породы, содержащие рассеянное органическое вещество (РОВ) оказываются в области давлений 15-45 МПа и температур 60 - 150°. Такие условия находятся на глубинах 1,5 - 6 км. Под действием возрастающего давления нефть вытесняется в проницаемые породы (коллекторы), по которым она мигрирует к месту образования будущих залежей.
Основные аргументы в пользу биогенного происхождения нефти следующие:
1. Приуроченность 99,9% промышленных скоплений нефти к осадочным породам.
2. Сосредоточение наибольших запасов в отложениях геологических периодов с наибольшей активностью биосферы.
3. Сходство элементного, и, главное, изотопного состава живого вещества и нефтей.
4. Оптическая активность нефтей.
Начальным источником углерода является мантия, биосфера концентрирует углерод в себе, а зеленые растения с помощью фотосинтеза восстанавливают его, запасая энергию, которая впоследствии выделяется при горении, гниении, брожении.
Теории образования природного газа
Биохимическая, термокаталическая, радиационно-химическая, механохимическая, космогенная модели образования природного газа.
Природный газ распространен в природе гораздо шире, чем нефть. Его формирование может происходить различными способами.
1. При биохимическом процессе образование метана происходит в результате переработки органического вещества бактериями. (Иногда эти бактерии поселяются на нефти, которые перерабатывают ее в метан, азот и углекислый газ).
2. Термокатализ заключается в преобразовании в газ органического вещества под действием давлений и температур в присутствии катализаторов - глин. Наиболее интенсивно термокатализ происходит при температуре 150- 200°.
3. Если глины с повышенным содержанием органического вещества обогащены ураном, может запуститься радиационно-химический процесс образования газа, который заключается в воздействии радиоактивного излучения, на углеродные соединения. В результате органическое вещество распадается на метан, водород и окись углерода. Оксид углерода, в свою очередь, распадается на кислород и углерод. При соединении его с водородом также образуется метан. Ежегодно в результате продолжающейся дегазации до 1 трлн. М3 метана выделяется в земную кору и в атмосферу.
4. При механических воздействиях на угли на контактах зерен возникают напряжения, которые служат источниками энергии для механохимического образования метана.
5. Космогенный образуется в космических телах на ранних стадиях их развития из углерода и водорода, количество которых во всех космических телах, в том числе и на Земле огромны.
Главное значение в природе, вероятно, имеют термокаталический и биохимический способы образования метана.

2.2. Формирование залежей углеводородов
В обобщенном виде современная модель формирования залежей нефти и газа в результате накопления органического вещества (ОВ) и его преобразования в углеводороды (УВ) приведена в таблице 1.
Таблица 1
Образование залежей углеводородов
Стадия
Состояние и
формы
нахождения
ОВ и УВ
Геологические условия среды, формирующей скопления
Источники энергии, преобразующие ОВ, УВ и их скопления

Накопление и захоронение ОВ
Исходное органическое вещество осадков в диффузно -рассеянном состоянии
Водная среда с анаэробной геохимической обстановкой
Биохимическое воздействие организмов и ферментов, действие каталитических свойств минералов

Генерация
УВ
УВ нефтяного ряда в рассеянном состоянии
Потенциально нефтегазоматеринские толщи с анаэробной геохимической средой
Геостатическое давление, температура недр, высвобождающаяся внутренняя химическая энергия ОВ при перестройке в УВ, радиация из вмещающих пород

Миграция
УВ
УВ в свободном и водогазорастворенном состоянии
Породы-коллекторы
Гравитация, геодинамическое давление, гидродинамические процессы, капиллярные силы, диффузия

Аккуму-
ляция
УВ
Скопления УВ
Породы-коллекторы и покрышки, ловушки
Гравитация, геодинамиче- ское давление, гидродинамические процессы, капиллярные силы, диффузия

Консер-
вация
УВ
Скопления УВ
Породы-коллекторы и покрышки, ловушки; восстановительная геохимическая среда; застойный режим пластовых вод, благоприятные давления и температуры


Разруше-
ние
скоплений УВ
УВ в рассеянном состоянии
Разрушение покрышек, или ловушек, растворение, окисление, разложение УВ
Тектонические движения, химические и биологические процессы, диффузия


Аккумуляция рассеянного органического вещества (РОВ)
Органическое вещество накапливается в осадках в диффузно- рассеянном состоянии и разлагается под воздействием биохимических процессов и микроорганизмов (процесс протекает до глубины 50 м).
Породы, содержащие более 0,5% рассеянного органического вещества и способные в подходящих условиях генерировать углеводороды называются нефтематеринскими
Такие породы содержат в повышенных (до 0,5%) концентрациях органическое вещество, накапливаются в субаквальной анаэробной среде в условиях относительно устойчивого погружения бассейна седиментации. Более всего обогащены таким веществом темные глинистые толщи типа олигоцен- миоценовой майкопской серии Кавказа, девонского доманика Волго- Уральского и Тимано-Печорского бассейнов, карбонатные (рифогенные) формации.
Общей особенностью осадочных толщ, вмещающих залежи нефти является их субаквальное происхождение, то есть осаждение в водной среде. Нефтесодержащие толщи должны обладать не менее чем 2-3 километровой мощностью. Толщи такой мощности могут накапливаться в крупных впадинах земной коры, для чего требовалось длительное и устойчивое погружение соответствующих её участков. Такие участки называются нефтегазоносными бассейнами.






















Рис.2.1. Общая схема генезиса углеводородов в зависимости от глубины при среднем геотермическом градиенте (по Соколову)

В различных тектонических условиях геотермическая ступень различна. На древних платформах температура растет с глубиной медленнее, чем на молодых, а в геосинклинальных областях температура растет с глубиной быстрее всего, поэтому, и глубина формирования залежей нефти различна в различных регионах. Определенную роль играют и местные факторы. Например, мощные толщи каменной соли, имеющие хорошую теплопроводность, являются «природными теплоотводоми». Их присутствие увеличивает величину геотермической ступени и глубину, на которой могут образовываться залежи нефти. По некоторым оценкам эта величина может достигать 7 км. Диапазон газообразования значительно шире.
Нефтеобразованию существенно способствуют поступающие из мантии флюиды. Это особенно заметно в молодых рифогенных бассейнах типа Суэцкого залива Красного моря. Таким образом, глубинный, эндогенный фактор принимает существенное участие в процессе нефте- и газогенерации. Так как действие этого фактора происходит импульсами, то и генерация углеводородов также может иметь несколько фаз. Нефтегазообразование - это универсальный саморазвивающийся процесс, закономерно сопровождающий существование осадочных бассейнов, которые являются накопителями органического вещества и производителями углеводородов. Осадочные бассейны являются «заводами» по производству нефти и газа.

Миграция. Природные резервуары
Под действием высокого давления недр углеводороды отжимаются, эмигрируют из нефтематеринских пород в породы-коллекторы. Происходит эмиграция, или первичная миграция нефти. Коллекторы могут находиться в переслаивании с материнскими глинами, а иногда это могут быть и сами глины, если они достаточно трещиноваты. Однако гораздо чаще коллекторы залегают выше по разрезу осадочного бассейна, чем нефтематеринские толщи, или замещают их по простиранию. Так образуются нефтегазоносные комплексы сочетания нефтематеринских пород, коллекторов и флюидоупоров. Подробнее о нефтегазоносных комплексах рассказано в приложении 20.
Вместе с нефтью, или раньше нее, в неизмеримо больших количествах из материнской породы отжимается вода. Поэтому породы-коллекторы практически всегда водоносные.
В свободном, или растворенном состоянии углеводороды мигрируют по порам и трещинам по природному резервуару (внутрипластовая, или межпластовая миграция.). Если миграция осуществляется по пласту, она называется боковая, или латеральная, вверх - вертикальная. Миграция происходит либо в растворе с водой {молекулярная), либо в свободном состоянии - фазовая. Легче и лучше миграция проходит по порам, уже «смазанным» углеводородами.
Миграция углеводородов идет из областей повышенного давления в области пониженного давления. Однако в этот общий принцип могут вмешаться дополнительные факторы.
1. Сила тяжести. Вода может увлекать нефть своим потоком. Однако на ее перемещение действуют, кроме перепада давлений, силы гравитации, на правленные вниз. В спокойном же состоянии углеводороды, наоборот, всплывают над водой.
2. Капиллярные силы, удерживающие воду и нефть в порах.
3. Диффузия, ориентированная по градиенту концентрации вещества и направленная в сторону меньших концентраций. Особенно активно диффузия действует в газах, что ведет к разрушению залежей.
Порода-коллектор в обрамлении пород - флюидоупоров, по которому может перемещаться флюид, называется природным резервуаром. Различают пластовые, массивные, пластово-массивные и литологические природные резервуары (рис.2.2.).
У пластового резервуара толщина (метры, первые десятки метров) намного меньше, чем площадь распространения (сотни квадратных километров). Коллектор в нем ограничен непроницаемой породой и в кровле, и в подошве. Основная циркуляция флюидов происходит вдоль пласта. Пластовые резервуары наиболее удобный объект для разработки.

Рис. 2.2. Природные резервуары:
1 - пластовый. 2 - массивный, 3 - пластовомассивный, 4 - литологически ограниченный (по Л. П.Мстиславской, 1996).

В массивном - размер по разным направлениям примерно сопоставим.
Обычно, это рифовые массивы, или подобные им тела. Размеры их от десятков метров до десятков километров. Циркуляция флюидов происходит в разных направлениях. Основное экранирующее значение имеет перекрытие плохо проницаемыми породами сверху. В пластово-массивном толща пластов-коллекторов, переслоенная непроницаемыми породами, имеет общий водонефтяной контакт,
Литологический - образует наиболее обширную группу - в которых породы-коллекторы ограничены со всех сторон. Это могут быть линзы песка в глинистой толще, или какой-то участок повышенной трещиноватости, или кавернозности в массиве осадочных, или изверженных пород; погребенная речная долина, выполненная песчано-алевритистыми осадками.

Залежи нефти и газа
Классификация и основные генетические типы

Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальное единичное скопление нефти и газа в проницаемых пористых или трещиноватых коллекторах. Выделяются залежи структурного, рифогенного, литологического, стратиграфического и литолого-стратиграфического типов. Подразделение названных классов на группы, подгруппы и виды приведено в табл. 2.
Таблица 2
Основные генетические группы и типы залежей нефти и газа
Класс
Группа
Подгруппа
Вид


Структурный

Залежи антиклинальных и куполовидных структур

Сводовые
Антиклинальных и куполовидных структур простого ненарушенного строения




Антиклинальных и куполовидных структур, осложненных разрывными нарушениями




Структур, осложненных диапиризмом и грязевым вулканизмом




Солянокупольных структур




Структур, осложненных вулканогенными образованиями




Висячие
Приуроченные:
к структурам простого строения;
к структурам сложного строения;
к антиклинальным структурам, осложненным диапиризмом, грязевым вулканизмом




Тектонические экранированные
Приуроченные:
к структурам, осложненным разрывными нарушениями;
к структурам, осложненным диапиризмом и грязевым вулканизмом;
к солянокупольным структурам;
к структурам, осложненным вулканогенными образованиями Поднадвиговые



Приконтактные
С соляным штоком
С диапировым ядром или с образованиями грязевого вулканизма
С вулканогенными образованиями


Залежи моноклиналей
Экранированные разрывными нарушениями на моноклиналях




Связанные с флексурными образованиями на моноклиналях. Связанные со структурными носами на моноклиналях



Залежи синкли-нальных структур



Рифогенный

Связанные
с рифовыми массивами



Литологический

Залежи литологи
чески
Экраниро
ванные
Приуроченные: к участкам выклинивания коллекторов вверх по восстанию пластов; к участкам замещения прони-цаемых пород непроницаемыми Экранированные отложениями асфальта и битума



Залежи литологии
чески ограниченные
Приуроченные: к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурко- вые или рукавообразные) ;
к прибрежно-песчаным валоподобным образованиям ископаемых бар (баровые) Линзовидные



Стратиграфический
Залежи, приуроченные к кол-лекторам, срезанным эрозией и перекры-тым несо-гласно налегаю-щими слоями непроницаемых пород
Связанные:
со стратиграфическими несогласиями, приуроченинные к тектоническим структурам; со стратиграфическими несогласиями, приуроченными к эродированной поверхности погребенных останцев древнего палеорельефа или выступов кристаллического фундамента



Залежи структурного типа. Залежи этого класса приурочены к различным видам локальных антиклинальных и куполовидных структур и структурным осложнениям моноклиналей. Из этого класса выделяются следующие группы, подгруппы и виды залежей.
Залежи, приуроченные к антиклинальным и куполовидным структурам:
- сводовые залежи, формирующиеся в сводовых частях локальных структур. Принципиальные схемы расположения сводовых залежей в пределах различного типа структур изображены на рис.2.3.;
- висячие залежи, располагающиеся обычно на крыльях, а иногда и переклиналях локальных структур. Принципиальные схемы расположения висячих залежей в пределах локальных структур показаны на рис.2.4. Характерной особенностью этого типа залежей является их аномальное (с точки зрения антиклинальной теории) расположение. Контуры водонефтяного контакта висячих залежей обычно не соответствуют изогипсам кровли или подошвы продуктивного пласта, а секут их под различными углами. Этот тип залежей широко распространен в Азербайджане;
- тектонически экранированные залежи, формирующиеся вдоль сбросов или взбросов, осложняющих строение локальных антиклинальных складок. При этом в зависимости от пространственного положения и ориентировки разрывных нарушений подобные залежи могут находиться в различных частях структуры: на своде, крыльях или переклиналях. Принципиальные схемы расположения тектонически экранированных залежей показаны на рис. 2.5;
- приконтактные залежи, образовавшиеся на контакте продуктивных горизонтов с соляным штоком, с диапировым ядром или же с вулканогенными образованиями. Принципиальные схемы их расположения показаны на рис. 2.6.
Залежи, приуроченные к моноклиналям, связаны с флексурными образованиями, со структурными носами или же разрывными нарушениями, осложняющими строение моноклиналей. Принципиальная схема расположения перечисленных разновидностей залежей показана на рис. 2.7.

[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]
Рис.2.3. Сводовые залежи:
а - ненарушенные; б - нарушенные; в - структур, осложненных криптодиапиром или вулканогенными образованиями; г - солянокупольных структур; 1 - нефть в профиле; 2 - нефть в плане; 3 - стратоизогипсы по кровле продуктивного пласта; 4 - нарушения; 5 - известняки; 6 - вулканогенные образования; 7 - соляной шток; 8 - пески; 9 - глины; 10- грязевой вулкан и диапиры; 11 - мергели (условные обозначения относятся к рис. 2.3-2.11)

Залежи, приуроченные к синклинальным структурам, формируются в пределах структур синклинального строения под действием сил гравитации обычно в коллекторах, не содержащих пластовых вод. Они встречаются редко и известны в ряде районов Аппалачской нефтегазоносной провинции США.
Залежи рифогенных образований. Рифовые залежи нефти и газа образуются в теле рифовых массивов (рис. 2.8). Каждый рифовый массив или группа их обычно содержит единую нефтяную или газонефтяную залежь, обладающую общим водонефтяным контактом. Нефть, как правило, подпирается снизу водой. Вместе с тем в строении каждого массива или группы рифовых массивов наблюдается определенная зональность в распределении коллекторских свойств пород (проницаемости и пористости) и поэтому дебиты скважин в различных частях рифового массива бывают неодинаковы.
Типичным примером рассматриваемого класса залежей могут служить залежи рифогенных массивов Ишимбаевского района Башкирского Приуралья. Здесь залежи этого типа приурочны к рифогенным массивам артинского яруса (нижняя пермь), которые стратиграфически выше перекрываются гипсово-ангидритовой толщей кунгурского яруса, представляющей собой хорошую покрышку. Примерами рифовых залежей, приуроченных к единичным рифам, может служить залежь Столяр обского местоскопления, а приуроченных к группе (ассоциации) рифов залежи Ишимбаевской группы местоскоплений.
Залежи литологического типа. Из этого класса выделяются следующие группы:
- залежи литологически экранированные, приуроченные к участкам выклинивания пласта-коллектора или же замещения проницаемых пород непроницаемыми по восстанию слоев. К этой группе относятся также залежи, образовавшиеся экранированием отложений битумов.
Принципиальная схема формирования названных типов литологически экранированных залежей показана на рис. 2.9;
- залежи литологически ограниченные, приуроченные к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообразные), к прибрежным песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров (баровые) или же к гнездообразно залегающим песчаным коллекторам, окруженным со всех сторон слабопроницаемыми глинистыми образованиями. Принципиальные схемы расположения перечисленных типов залежей показаны на рис. 2.10. Залежи, приуроченные к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек, получившие наименование рукавообразных (шнурковых), впервые были открыты акад. И. М. Губкиным в 1911 г. в Майкопском районе Северного Кавказа (Краснодарский край). Залежи, приуроченные к прибрежным песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров (баровые), обнаружены во многих нефтегазоносных областях США.
Залежи стратиграфического типа. Формирование залежей стратиграфического типа происходит там, где пласт-коллектор срезан эрозией и стратиграфически несогласно перекрыт непроницаемыми слоями более молодого возраста.
Залежи стратиграфического типа могут быть приурочены к участкам стратиграфических несогласий на антиклинальных и куполовидных структурах на моноклиналях, на эродированной поверхности погребенных останцев палеорельефа, а местами и погребенных выступов кристаллических пород. Характер размещения перечисленных типов стратиграфических залежей показан на рис. 2.11.
В некоторых районах встречаются залежи, формирование которых обусловлено сочетанием литологических и стратиграфических факторов. Среди них наиболее часто встречаются залежи, приуроченные к участкам выклинивания пластов-коллекторов, срезанных эрозией и перекрытых стратиграфическим несогласием проницаемых отложений более молодого возраста. Типичным примером таких залежей являются крупные скопления нефти в районе Ист-Техас (США).
Детальная характеристика условий образования и распределения локальных скоплений нефти и газа литологического класса рассматривается в монографиях К. К. Гостинцева и Д. А. Гроссгейма (1969), А. Г. Алексина, Г. Т. Юдина и др. (1970).







































Рис. 2.4. Висячие залежи структур:
а - простого ненарушенного строения;
б - осложненных разрывным нарушением;
в - осложненных диапиризмом или
вулканическими образованиями Рис. 2.5. Тектонически
экранированные залежи:
а - присбросовые;
б - привзбросовые;
в - структур, осложненных
диапиризмом или грязевым
вулканизмом;
г - солянокупольных структур;
д - поднадвиговые
Рис. 2.6. Приконтактные залежи:
а - с соляными штоками; б - с диапировыми ядрами или с образованиями грязевого вулканизма; в - с вулканогенными образованиями



Рис. 2.7. а экранированные разрывными нарушениями на моноклиналях;
б связанные с флексурными осложнениями моноклиналей;
в связанные со структурными носами на моноклиналях














Рис. 2.8. Залежи рифогенных образований, приуроченные: а к одиночным рифовым массивам; б к группе (ассоциации) рифовых массивов [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]
Рис. 2.9. Литологически экранированные залежи, приуроченные:
а - к участкам выклинивания пласта-коллектора по восстанию слоев; б - к участкам замещений проницаемых пород непроницаемыми; в запечатанные асфальтом

[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]

Рис. 2.10. Литологически ограниченные залежи, приуроченные: а - к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообразные); б - к прибрежным песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров (баровые); в - к гнездообразно залегающим песчаным коллекторам, окруженным со всех сторон слабопроницаемыми глинистыми образованиями





















Рис. 2.11. Залежи стратиграфического типа,
связанные со стратиграфическими
несогласиями:
а - в пределах локальных структур;
б - на моноклиналях;
в - на поверхности погребенных
останцев палеорельефа;
г - на поверхности погребенных
выступов кристаллических массивов














Чаще всего ловушками служат антиклинальные складки. Такие ловушки называют традиционными. Все остальные - нетрадиционные, хотя это название устарело. В настоящее время, все чаще именно из них добывают углеводородное сырье. В последнее время внимание нефтяников привлекают так называемые жильные залежи, связанные с зонами трещиноватости. Так как по природному резервуару перемещаются нефть и газ в присутствии воды, то и в заполнении ловушек по мере миграции углеводородов существуют определенные закономерности, как правило, подчиняющиеся принципу дифференциального улавливания.
Так же как и для ловушек существует понятие традиционных и нетрадиционных залежей. Обычно, к нетрадиционным относятся залежи в неантиклинальных ловушках, в негранулярных коллекторах, а также те, в которых запасы оказываются трудноизвлекаемыми для современных методов разработки.


Рис. 2.12. Схема пластовой сводовой залежи.
Части пласта: 1водяная, 2 водонефтяная, 3нефтяная, 4 газонефтяная, 5газовая; 6 породы-коллекторы; h высота залежи; hг, hн высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи
Залежь нефти и газа может быть приурочена к одному изолированному природному резервуару или связана с группой гидродинамически сообщающихся природных резервуаров, в которых отметки газожидкостного и водонефтяного контактов соответственно одинаковы. Во втором случае залежь выделяется как массивная или пластово-массивная.
Кровля- граница пород- коллекторов нефтяного, или газового пласта с перекрывающими их породами- флюидоупорами.
Подошва - граница пород-коллекторов нефтяного, или газового пласта с подстилающими их породами-флюидоупорами. Если залежь находится в массивном природном резервуаре, или пласт заполнен нефтью или газом не на полную мощность, подошвой служит граница нефти или газа с водой. Водонефтяной контакт (ВНК) граница между нефтью и водой, Газоводяной контакт (ГВК) - граница между газом и водой, Газонефтяной контакт (ГНК) - граница между газом и нефтью, Внешний контур нефтеносности (газоносности) - линия пересечения водонефтяного (газо-водяного) контакта с кровлей пласта.
Внутренний контур нефтеносности (газоносности) - линия пересечения водонефтяного (газо-водяного) контакта с подошвой пласта.
Высота залежи (h) разница абсолютных отметок между водонефтяным (газонефтяным) контактом и самой высокой точкой залежи. Полная высота залежи складывается из высот нефтяной и газовой частей.
Длина залежи - максимальное расстояние по прямой, соединяющее наиболее удаленные точки самой нижней замкнутой стратоизогипсы.
Ширина залежи - минимальное расстояние по прямой, соединяющей точки самой нижней замкнутой стратоизогипсы.

Консервация и разрушение залежей
Флюиды в ловушке распределяются по удельному весу. Сверху - газ, затем - нефть и внизу вода. Залежи консервируются. В зависимости от соотношения мощности слоя коллектора и высоты залежи выделяют полнопластовые и неполнопластовые (водоплавающие) залежи. В зависимости от взаимного количества нефти и газа, по типам флюидов залежи разделяют различные классы (рис. 2.13).
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]

Рис. 2.13. Различные типы залежей. 1 - газовые, 2 - нефтяные с газовой шапкой, 3 - нефтегазовые (газонефтяные), 4 - газовые с нефтяной оторочкой, 6 - нефтяные, 6 - газоконденсатные. 1 -
газ, 2 - газоконденсат, 3 - нефть, 4 - вода.

Законсервированная залежь продолжает жить. Особенно активные процессы происходят в ней на водонефтяном и газонефтяном контакте, которые представляют собой не геометрические поверхности, а тела определенной мощности от сантиметров до метров, с постепенными переходами в содержании нефти и воды.
Разрушение залежей. Залежи могут быть разрушены в результате действия следующих факторов:
Исчезновения ловушки из-за ее наклона.
Образования дизъюнктивного нарушения.
Выведения ловушки в области, близкие к поверхности Земли (в окислительные условия).
При воздействия микроорганизмов.
Выведения ловушки на поверхность земли
При попадании ловушки в большие глубины и под воздействие метаморфизма (повышение давления и температуры на глубине).
2.3. Коллекторы нефти и газа

Коллекторами нефти и газа являются такие породы, которые способны вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке.
Соответственно емкостные свойства породы определяются ее пустотностью, которая слагается из объема пор, трещин и каверн.

Vпуст=Vпо.+Vтрещ+Vкаверн

По времени образования выделяются первичные пустоты и вторичные. Первичные пустоты формируются в процессе седиментогенеза и диагенеза, то есть одновременно с образованием самой осадочной породы, а вторичные образуются в уже сформировавшихся породах.
Первичная пустотность присуща всем без исключения осадочным породам, в которых встречаются скопления нефти и газа – это прежде всего межзерновые поры, пространства между крупными остатками раковин и т.п. К вторичным пустотам относятся поры каверны и трещины, образовавшиеся в процессе доломитизации известняков и выщелачивания породы циркулирующими водами, а также трещины возникшие в результате тектонических движений. Отмечается заметное изменение пористости в зонах водонефтяных контактов.
На (рис.1 ) показаны некоторые типы пустот встречающиеся в породах.
По величине их диаметра поры подразделяются: на сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные.
Таблица 3

Название
диаметр
движение жидкости

Сверхкапиллярные
>0.5 мм
подчиняется законам гидростатики происходит под воздействие силы тяжести

Капиллярные
0.5-0.0002 мм
не подчиняется законам гидростатики. Для перемещения жидкости требуются усилия, значительно превышающие силу тяжести.

Субкапиллярные
<0,0002 мм
жидкость практически не перемещается


Пористость и строение порового пространства.
Пористость обычно выражают в долях или процентах от объема породы:
13 EMBED Equation.3 1415
Выделяют полную, которую часто называют общей или абсолютной, открытую, эффективную и динамическую пористость.
Полная пористость учитывает весь объем пустот в породе, открытая объем пор связанных между собой, эффективная учитывает часть объема связанных между собой пор насыщенных нефтью и динамическая учитывает тот объем нефти который будет перемещаться в процессе разработки залежи. Наиболее однозначно и с достаточно высокой точностью определяется объем связанных между собой пор, поэтому в практике обычно используется открытая пористость.
Поскольку коллекторские свойства породы зависят не только от объема пустот, но и от распределения их по величине диаметра, то важной характеристикой является структура порового пространства. Для его определения используются метод ртутной порометрии, метод полупроницаемой мембраны и метод капиллярной пропитки.
В гранулярных коллекторах большое влияние на пористость оказывает взаимное расположение зерен. Несложные расчеты показывают, что в случае наименее плотной кубической укладки зерен показанной на (рис. 2.14) коэффициент пористости будет составлять ( 47.6%. Данное число можно считать теоретически возможным максимумом пористости для терригенных пород. При более плотной укладке идеального грунта (рис.2.15) пористость будет составлять всего 25.9%.




Рис. 2.14. Свободное расположение шаров в модели фиктивного грунта

Рис. 2.15. Тесное расположение шаров в модели фиктивного грунта


В залежах на значение пористости оказывает влияние глубина залегания. При экстраполяции данных лабораторных исследований необходимо вводить соответствующие поправки.
Проницаемость коллекторов

Проницаемость пористой среды – это способность пропускать жидкость или газ при перепаде давления.
Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону Дарси. Согласно которому объемный расход жидкости проходящее сквозь породу при ламинарном движении прямо пропорционально коэффициенту проницаемости, площади поперечного сечения этой породы, перепаду давления, и обратно пропорционально вязкости жидкости и длине пройденного пути

13 EMBED Equation.3 1415

где Q-объемный расход жидкости в м3/с; kпр – коэффициент проницаемости в м2; F – площадь поперечного сечения в м2; ( - вязкость флюида в Па(с; L – длина пути в см; (P1-P2) – перепад давления в Па;


В случае фильтрации газа коэффициент проницаемости рассчитывается по формуле:13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415где Q0-объемный расход газа приведенный к атмосферному давлению ; Р0 – атмосферное давление в Па; F – площадь поперечного сечения в м2; ( - вязкость флюида в Па(с; L – длина пути в см; P1 - начальное давление в Па; P2 – конечное давление в Па;
Единица коэффициента проницаемости называемая дарси, отвечает проницаемости такой горной породы, через поперечное сечение которой, равное 1см2, при перепаде давления в 1ат на протяжении 1 см в 1 сек проходит 1 см3 жидкости, вязкость которой 1 сп.
Проницаемость пород, служащих коллекторами для нефти, обычно выражают в миллидарси или мкм2(10-3.

1Д(1.02( (10-3 мкм2(1.02(10-12м2(1000мД.

Козени вывел уравнение для идеального грунта которое показывает связь между пористостью и проницаемостью:
13 EMBED Equation.3 1415
где k – коффициент проницаемости; m – коэффициент динамической пористостости; f – коэффициент характеризующий форму сечения каналов; Т - гидравлическая извилистость каналов; S – удельная поверхность фильтрующих каналов.
Различают абсолютную (общую), эффективную (фазовую) и относительную проницаемость горной породы.
Абсолютная проницаемость характеризует физические свойства породы, т. е. природу самой среды.
Эффективная проницаемость характеризует способность среды пропускать через себя жидкость (нефть, воду) или газ в зависимости от их соотношения между собой.
Относительной проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости.
Наибольшей, приближающейся по значению к абсолютной проницаемость пород бывает в тех случаях, когда по порам движется чистая нефть. В тех случаях, когда по порам движутся и нефть, и газ в отдельности (две фазы), эффективная проницаемость для нефти, или, как ее еще называют, фазовая проницаемость, начинает уменьшаться. Когда же по порам породы движутся три фазы нефть, газ, вода, эффективная (фазовая) проницаемость для нефти еще более уменьшается.
Например, если содержание воды составляет 80%, фазовая проницаемость для керосина снижается до нуля, т. е. через пористую породу движется только чистая вода.
Проницаемость горных пород зависит от следующих основных причин:
1) от размера поперечного сечения пор (трубок). Последний же зависит от размеров зерен, плотности их укладки, отсортированности и степени цементации. Следовательно, проницаемость горных пород также обусловлена этими четырьмя факторами.
Однако в отличие от пористости, которая при прочих равных условиях не зависит от величины зерен, слагающих породу, проницаемость непосредственно связана с величиной зерен и зависит от последней. Чем меньше диаметр зерен породы, тем меньше поперечное сечение пор в ней, а следовательно, меньше и ее проницаемость.
Если в породе очень много сверхкапиллярных пор, через которые легче всего может двигаться жидкость, то такая порода относится к категории хорошо проницаемых.
В субкапиллярных порах движение жидкости встречает исключительно большое сопротивление, и потому породы, обладающие такими порами, практически являются непроницаемыми или мало проницаемыми;
2) от формы пор. Чем сложнее их конфигурация, тем больше площадь соприкосновения нефти, воды или газа с зернами породы, тем больше проявления сил, тормозящих движение жидкости, и, следовательно, тем меньше проницаемость такой породы;
3) от характера сообщения между порами. Если отдельные поры сообщаются друг с другом плохо, т. е. в породе отдельные системы пор разобщены, проницаемость такой породы резко сокращается;
4) от трещиноватости породы. По трещинам, в особенности когда они имеют большие размеры (сверхкапиллярные), движение жидкости проходит легко. Если даже общая масса породы имеет плохую проницаемость, то наличие многочисленных трещин сверхкапиллярного типа способствует увеличению проницаемости такой породы, так как по ним возможно движение жидкости или газа;
5) от минералогического состава пород. Известно, что одна и та же жидкость смачивает различные минералы по-разному. Особенно важное значение это обстоятельство имеет в тех случаях, когда порода обладает капиллярными и субкапиллярными порами. В субкапиллярных и капиллярных порах, где сильно развиты капиллярные силы взаимодействия молекул жидкости с молекулами поверхности капилляра, качественный состав породы, а также свойства самой жидкости, находящейся в порах, имеют исключительно важное значение.

2.4. Физическое состояние нефти и газа при различных условиях в залежи
Свойства и состояние УВ зависят от их состава, давления и температуры. В залежах они могут находиться в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление и температура непрерывно меняются, что сопровождается соответствующими изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом УВ из одной фазы в другую. Необходимо знать закономерности фазовых переходов, состояние и свойства УВ при различных условиях и учитывать их при подсчете запасов, проектировании и регулировании разработки проектировании и эксплуатации систем сбора и транспорта нефти и газа.
Нефть и газ представляют собой смесь УВ преимущественно метанового (парафинового) (СnН2n+2), нафтенового (CnH2n) и в меньшем количестве ароматического (CnH2n-6) рядов. По физическому состоянию в поверхностных условиях УВ от СН4 до С4Н10газы; от С5Н12 до С16Н34жидкости и от С17Н34 до С35Н72 и выше твердые вещества, называемые парафинами и церезинами.
При большом количестве газа в пласте он может располагаться над нефтью в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких УВ нефти будет находиться в виде паров также и в газовой шапке. При высоком давлении в пласте плотность газа становится весьма значительной (приближающейся по величине к плотности легких углеводородных жидкостей). В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества легкой нефти (С5Н12+С6Н14) подобно тому, как в бензине или других жидких УВ растворяются нефть и тяжелые битумы. В результате нефть иногда оказывается полностью растворенной в сжатом газе. При извлечении такого газа из залежи на поверхность в результате снижения давления и температуры растворенные в нем УВ конденсируются и выпадают в виде конденсата.
Если же количество газа в залежи по сравнению с количеством нефти мало, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь находится в пласте в жидком состоянии.
С учетом сказанного в зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи УВ подразделяются на:
чисто газовые;
газоконденсатные;
газонефтяные или нефтегазовые (в зависимости от относительных размеров газовой шапки и нефтяной части залежи);
нефтяные (с различным содержанием растворенного газа).
Газогидратные залежи содержат газ в твердом (гидратном) состоянии. Наличие такого газа обусловлено его способностью при определенных давлениях и температурах соединяться с водой и образовывать гидраты. Газогидратные залежи по физическим параметрам резко отличаются от обычных, поэтому подсчет запасов газа и разработка их во многом отличаются от применяемых для обычных месторождений природного газа. Районы распространения газогидратных залежей в основном приурочены к зоне распространения многолетнемерзлых пород.

2.5. Классификация нефтей.
Газожидкостная смесь УВ состоит преимущественно из соединений парафинового, нафтенового и ароматического рядов. Вместе с тем для практики добычи и переработки нефти представляют большой интерес входящие в ее состав высокомолекулярные органические соединения, содержащие кислород, серу, азот. К числу этих соединений относятся нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены, парафин и др. Хотя их содержание в нефтях невелико, они существенно влияют на свойства поверхности раздела в пласте (в частности, поверхности пустотного пространства), на распределение жидкостей и газов в пустотном пространстве и, следовательно, на закономерности движения УВ при разработке залежей.
В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых УВ. а также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. При этом учитывается содержание серы, смол и парафина.
Нефти содержат до 56 % серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода, а также в составе сернистых соединений и смолистых веществ меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и др. Меркаптаны и сероводороднаиболее активные сернистые соединения, вызывающие коррозию промыслового оборудования.
По содержанию серы нефти делятся на:
малосернистые (содержание серы не более 0,5%);
сернистые (0,52,0%);
высокосернистые (более 2,0%).
Асфальтосмолистые вещества нефти высокомолекулярные соединения, включающие кислород, серу и азот и состоящие из большого числа нейтральных соединений неизвестного строения и непостоянного состава, среди которых преобладают нейтральные смолы и асфальтены. Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах 140%. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ.
По содержанию смол нефти подразделяются на:
малосмолистые (содержание смол ниже 18 %);
смолистые (1835 %);
высокосмолистые (свыше 35%).
Нефтяной парафинэто смесь твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам,парафинов C17H36С35Н72 и церезинов С36Н74C55H112. Температура плавления первых 2771°С, вторых6588°С. При одной и той же температуре плавления церезины имеют более высокую плотность и вязкость. Содержание парафина в нефти иногда достигает 1314 % и больше.
По содержанию парафинов нефти подразделяются на:
малопарафинистые при содержании парафина менее 1,5 % по массе;
парафинистые 1,56,0 % ;
высокопарафинистые более 6 %.
В отдельных случаях содержание парафина достигает 25%. При температуре его кристаллизации близкой к пластовой, реальна возможность выпадения парафина в пласте в твердой фазе при разработке залежи.
Физические свойства нефтей.
Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти - это объем газа Vг растворенного в 1м3 объема пластовой нефти Vпл.н:
G=Vг/Vп.н.
Газосодержание обычно выражают в м3/м3 или м3/т.
Растворимость газа – это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее. Его определяют в лаборатории по пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного. Процесс дегазирования пробы может быть контактным или дифференциальным.
Контактным (одноступенчатым) называют процесс, при котором весь выделяющийся газ находится над нефтью в контакте с ней. При дифференциальном процессе дегазирования выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы.
При дифференциальном дегазировании в нефти остается больше газа, чем при том же давлении в условиях контактного дегазирования. Это объясняется следующим образом. Из нефти выделяется в первую очередь метан, и в составе оставшихся газов увеличивается доля тяжелых УВ, что приводит к увеличению их растворимости. Дегазирование нефти при поступлении ее из пласта в промысловые сепараторы более сходно с контактным. Это и следует принимать во внимание при учете изменения свойств нефти вследствие перехода от пластовых условий к поверхностным.
Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300 500 м3/м3 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30100 м3/м3. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 810 м3/м3.
Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно при снижении давления коэффициент разгазировання увеличивается, но эта закономерность соблюдается не всегда.
Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Она может меняться в очень широких пределах
Если при разработке в пласте газ не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, так как в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.
Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.
В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше него. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором - недонасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков мегапаскалей. Пробы нефти, отобранные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться разным давлением насыщения. Так, на Туймазинском месторождении в Башкирии оно меняется от 8 до 9,4 МПа. Это связано как с изменением свойств нефти и газа в пределах площади, так и с влиянием на характер выделения газа из нефти свойств породы, количества и свойств связанной воды и других факторов.
Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости)
·н:


·н = (1/V) (
·V/
·p),

где
·Vизменение объема нефти-, Vисходный объем нефти.
·р изменение давления. Размерность
·н 1/Па, или Па-1.
Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу. Величина его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1-5).10-3 МПа-1. Сжимаемость нефти учитывается наряду со сжимаемостью воды и коллекторов главным образом при разработке залежей в условиях упруговодонапорного режима, а также на начальной стадии разработки для определения изменения пластового давления на отдельных участках или забойных давлений в отдельных скважинах, когда ход процесса разработки еще не стабилизировался и упругие силы еще играют заметную роль.
Коэффициент теплового расширения (н показывает, на какую часть (V первоначального объема Vo изменяется объем нефти при изменении температуры на 1°С
(н = (1/Vo) ((V/(t).
Размерность ( - 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1-20).10-4 1/°С.
Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт.
Объемный коэффициент пластовой нефти b показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти:
bн= Vпл.н/Vдег = (н./(пл.н
где Vпл.нобъем нефти в пластовых условиях; Vдегобъем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С; (пл.пплотность нефти в пластовых условиях; (плотность нефти в стандартных условиях.
Объем нефти в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти. Пластовое давление до некоторой степени уменьшает величину объемного коэффициента, но так как сжимаемость нефти весьма мала, давление мало влияет на эту величину.
Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 - 3. Наиболее характерные величины лежат в пределах 1,2 - 1,8.
Объемный коэффициент пластовой нефти используется при подсчете запасов. Он входит вместе с показателем растворимости газа в уравнение для определения геологических запасов нефти методом материального баланса при разработке залежей на режимах, связанных с расходованием естественной энергии пласта. Эти же две характеристики пластовой нефти, а также объемный коэффициент пластового газа (см. ниже) входят в формулу для определения коэффициентов нефтеотдачи при тех же режимах.
Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти U

U=(bн-1)/bн.100
При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента. Пересчетный коэффициент
13EMBED Equation.31415(=1/b=Vдег/Vп.н.=(п.н./(н
Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,21,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0,30.4 г/см3. Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1.0 г/см3.
По плотности пластовые нефти делятся на:
легкие с плотностью менее 0.850 г/см3;
тяжелые с плотностью более 0,850 г/.
Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелыенизким.
Вязкость пластовой нефти (н, определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Например, для Арланского месторождения это соотношение больше 20, для Ромашкинского 5,5. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые.
Вязкость нефти измеряется в мПа(с (миллипаскаль в секунду).
По величине вязкости различают нефти
незначительной вязкостью (н < 1 мПа ( с;
маловязкие 1<(н(5 мПа ( с;
с повышенной вязкостью5<(н (25 мПа( с;
высоковязкие (н > 25 мПа( с.
Например, вязкость нефтей залежей: в верхнемеловых отложениях Северного Кавказа 0,20.3 мПа(с; в девонских отложениях Татарии, Башкирии, в меловых отложениях Западной Сибири 15 мПа(с; в каменноугольных отложениях Татарии, Башкирии и Пермской области525 мПа(с. Нефть Русского месторождения в Западной Сибири характеризуется вязкостью 300 мПа(с, а нефть Ярегского месторождения в Коми АССР (добываемая шахтным способом)200022000 мПа(с.
Вязкость нефтиочень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и водыпоказатель, характеризующий темпы обводнения скважин. Чем выше это соотношение, тем хуже условия извлечения нефти из залежи с применением различных видов заводнения.
При значительном содержании в нефти парафина и асфальтенов вязкость нефти зависит от скорости деформации сдвига, т. е. при этом условии нефть приобретает свойства неньютоновскнх жидкостей вследствие возникновения в ней пространственной структуры, образованной коллоидными частицами асфальтенов. парафина и смол. Значительное влияние на структурно-механические свойства нефтей оказывают также состав пород, свойства и строение пустотного пространства. В зависимости от материала стенок пустот процесс образования и упрочения пространственной структуры в нефтях протекает тем интенсивнее. чем меньше проницаемость породы. Кроме того, вязкость неньютоновской жидкости зависит от времени ее нахождения в спокойном состоянии.
Установлено, что проводимость горных пород для структурированных нефтей в значительной степени зависит от градиентов давления. При небольших градиентах проводимость песчаников может быть в десятки раз меньше, чем при высоких.
Проявлением структурно-механических свойств нефтей в ряде случаев могут быть объяснены низкая нефтеотдача, быстрое обводнение добывающих скважин, неравномерность профилей притока.
Колориметрические свойства нефти зависят от содержания в ней окрашенных веществ (смол, асфальтенов). Специальными исследованиями установлено, что слои вещества одинаковой толщины при прочих равных условиях всегда поглощают одну и ту же часть падающего на них светового потока. Зависимость между интенсивностью светового потока It после прохождения через раствор какого-либо вещества и толщиной слоя раствора L описывается основным уравнением (законом) колориметрии:
It=I0L-KспСL
где I0интенсивность падающего светового потока; Kсп-коэффициент светопоглощения; Сконцентрация вещества в растворе.
Размерность коэффициента светопоглощения1/см. За единицу Ксп принят коэффициент светопоглощения такого вещества, в котором при пропускании света через слой толщиной 1 см интенсивность светового потока падает в е=2,718 раз. Величина Ксп зависит от длины волны падающего света, природы растворенного вещества, температуры раствора и не зависит от толщины слоя.
Ксп определяется при помощи фотоколориметра. Фотоколориметрияодин из методов изучения изменения свойств нефти в пределах залежи или месторождения. По изменению колориметрических свойств нефти можно судить об изменении других ее свойстввязкости, плотности. Контроль за величиной Ксп нефти в процессе разработки позволяет решать ряд задач нефтегазопромысловой геологии.
Для нефтяных залежей характерно закономерное изменение основных свойств нефти в пределах площади и объема залежи: увеличение плотности, вязкости, величины коэффициента светопоглощения. содержания асфальтосмолистых веществ, парафина и серы по мере возрастания глубины залегания пласта, т. е. от свода к крыльям и от кровли к подошве (в мощных пластах). Иногда малоподвижные высоковязкие УВ (асфальты, твердые битумы и т. и.) образуют в подошве залежи монолитный слой. который частично или полностью запечатывает залежь, изолируя ее от законтурной области. Эти закономерности объясняются физико-химическим взаимодействием нефти с подошвенной водой.
Одновременно с увеличением плотности нефти (в пределах одной и той же залежи) уменьшаются ее газосодержание и давление насыщения растворенного газа. Так. на месторождении Календо (о-в Сахалин) величина газового фактора меняется от 49 до 70 м3/т, плотность нефти от 0,830 до 0,930 г/см3.
Значения коэффициента светопоглощения на Бавлинском месторождении колеблются в пределах 190450 ед.. На Западно-Сургутском месторождении величина этого коэффициента меняется в пласте БC10 от 300 до 550 ед.
Физические свойства пластовых нефтей исследуют в специальных лабораториях по глубинным пробам, отобранным из скважин герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость находят при постоянном давлении, равном начальному пластовому. Остальные характеристики определяют при начальном пластовом и при постепенно снижающемся давлении. В итоге строят графики изменения различных коэффициентов в зависимости от давления, а иногда и от температуры. Эти графики и используются при решении геологопромысловых задач.

2.6. Пластовые газы, конденсаты, газогидраты
Пластовые газы
Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ вида СnН2n+2. Основным компонентом является метан СН4. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО2, сероводород H2S, гелий Не, аргон Аr.
Природные газы подразделяют на следующие группы.
Газ чисто газовых месторождений, представляющий собой сухой газ, почти свободный от тяжелых УВ.
Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из С5+высш.
Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанбутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.
Газ, в составе которого УВ (С3, С4,) составляют не более 75 г/м3 называют сухим. При содержании более тяжелых УВ (свыше 150г/м3 газ называют жирным).
Газовые смеси характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху. Молекулярная масса природного газа
13 EMBED Equation.3 1415
где Мi - молекулярная масса i-го компонента; Xi - объемное содержание i-го компонента, доли ед. Для реальных газов обычно М = 16-20. Плотность газа
·г рассчитывается по формуле

13 EMBED Equation.3 1415
где Vм - объем 1 моля газа при стандартных условиях. Обычно значение
·г находится в пределах 0,73- 1,0 кг/м3. Чаще пользуются относительной плотностью газа по воздуху
·г.в равной отношению плотности газа
·г к плотности воздуха
·в взятой при тех же давлении и температуре:

13 EMBED Equation.3 1415
Если
·r и
·в определяются при стандартных условиях, то
·г = 1,293 кг/м3 и
·в =
·r /1,293 кг/м3.
Уравнения состояния газов используются для определения многих физических свойств природных газов. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между давлением, объемом и температурой.
Состояние газов в условиях высоких давления и температуры определяется уравнением Клайперона Менделеева:
pV = NRT,
где р давление; V объем идеального газа; N число киломолей газа; R универсальная газовая постоянная; Т температура.
Эти уравнения применимы для идеальных газов. Идеальным называется газ, силами взаимодействия между молекулами которого пренебрегают. Реальные углеводородные газы не подчиняются законам идеальных газов. Поэтому уравнение Клайперона Менделеева для реальных газов записывается в виде

pV = ZNRT,
где Z коэффициент сверхсжимаемости реальных газов, зависящий от давления, температуры и состава газа и характеризующий степень отклонения реального газа от закона для идеальных газов.
Коэффициент сверхсжимаемости Z реальных газов это отношение объемов равного числа молей реального V и идеального Vи газов при одинаковых термобарических условиях (т.е. при одинаковых давлении и температуре):
Z = V/Vи
Значения коэффициентов сверхсжимаемости наиболее надежно могут быть определены на основе лабораторных исследований пластовых проб газов. При отсутствии таких исследований прибегают к расчетному методу оценки Z по графику Г. Брауна. Для пользования графиком необходимо знать так называемые приведенные псевдокритическое давление и псевдокритическую температуру. Суть этих понятий состоит в следующем.
Объем углеводородных газов меняется в зависимости от температуры и давления примерно в соответствии с рис. 2.16. Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям однокомпонентного газа при постоянной температуре и имеет три участка. Отрезок справа от пунктирной линии соответствует газовой фазе, участок под пунктирной линией - двухфазной газожидкостной области и отрезок слева от пунктирной линии - жидкой фазе. Отрезок пунктирной кривой вправо от максимума в точке С называется кривой точек конденсации (точек росы), а влево от максимума - кривой точек парообразования. Точка С называется критической. Значения давления и температуры, соответствующие критической точке С, также называются критическими. Другими словами, критической называется такая температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении. Критическим давлением называется давление, соответствующее критической точке перехода газа в жидкое состояние. С приближением значений давления и температуры к критическим свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает и плотности их уравниваются. С появлением в системе двух и более компонентов в закономерностях фазовых изменений возникают особенности, отличающие их поведение от поведения однокомпонентного газа. Не останавливаясь на подробностях, следует отметить, что критическая температура смеси находится между критическими температурами компонентов, а критическое давление смеси всегда выше, чем критическое давление любого компонента. Для определения коэффициента сверхсжимаемости Z реальных газов, представляющих собой многокомпонентную смесь, находят средние из значений критических давлений и температур каждого компонента. Эти средние называются псевдокритическим давлением Рпкр и псевдокритической температурой Тпкр. Они определяются из соотношений:
13 EMBED Equation.3 1415
где Pкрi, и Tкрi - критические давление и температура i-го компонента; Xi -доля i-го компонента в объеме смеси (в долях единицы).
Приведенные псевдокритические давление и температура, необходимые для пользования графиком Брауна, представляют собой псевдокритические значения, приведенные к конкретным давлению и температуре (к пластовым, стандартным или каким-либо другим условиям):
Pпр=Р/Рпкр;
Тпр=Т/Тпкр,
где Р и Т- конкретные давление и температура, для которых определяется Z.
Коэффициент сверхсжимаемости Z обязательно используется при подсчете запасов газа, прогнозировании изменения давления в газовой залежи и решении других задач.
Влагосодержание природных газов связано с тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм и вследствие чего содержат определенное количество паров воды. Концентрация водяных паров в газе зависит от его состава, давления, температуры. Отношение количества водяных паров (в долях единицы или процентах), находящихся в газе, к максимально возможному содержанию водяных паров в том же газе при тех же условиях называют относительной влажностью газа. Она характеризует степень насыщения газа водяным паром. Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа (г/м3 или г/кг), называют абсолютной влажностью.
Пары воды, присутствующие в газах и газоконденсатных смесях, влияют на фазовые превращения углеводородных систем. При определенных термодинамических условиях вода может выделяться из газа (конденсироваться), т.е. переходить в капельно-жидкое состояние. В газоконденсатных системах могут одновременно выделяться вода и конденсат. В присутствии воды давление начала конденсации УВ увеличивается.
Объемный коэффициент пластового газа bг представляющий собой отношение объема газа в пластовых условиях Vпл.г к объему того же количества газа Vст, который он занимает в стандартных условиях, можно найти с помощью уравнения Клайперона Менделеева:
bг = Vпл.г/Vст = Z(Pcт(Тпл/(Рпл(Тст),
где Рпл, Тпл, Pcт, Тст давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях.
Значение величины bг имеет большое значение, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях.
Газоконденсат
Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.
Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ. т.е. из пентанов и высших (C5+высш), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ-бутанов, пропана и этана, а также H2S и других газов.
Важной характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см3) в 1 м3 отсепарированного газа.
На практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором, это количество газа (м3), из которого добывается 1 м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для разных месторождений от 1500 до 25 000 м3/м3.
Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ пентана и высших (C6+высш) Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40200°С. Молекулярная масса 90160. Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см3 и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.
Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150см3/м3), средним (150-300 см3/м3), высоким (300-600 см3/м3) и очень высоким (более 600 см3/м3).
Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации, т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям ценных УВ в недрах. Это надо учитывать при подсчете запасов и определении показателей проектов разработки. Исследования газоконденсатных залежей нужно производить с самого начала освоения залежи. При этом необходимо устанавливать:
состав пластового газа и содержание в нем конденсата; давление начала конденсации УВ в пласте и давление максимальной конденсации;
фазовое состояние конденсатной системы в пластовых условиях;
количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м3 газа при различных давлениях и температуре;
возможные потери конденсата в недрах при разработке залежи без поддержания пластового давления в зависимости от степени падения давления;
фазовые превращения и свойства газоконденсатных смесей в стволах скважин, газосепараторах и газопроводах.
О свойствах газа и газоконденсата в пластовых условиях обычно судят на основании данных об их свойствах в стандартных условиях и расчетов без отбора и анализа глубинных проб газа. Основой таких расчетов являются результаты моделирования фазовых превращений углеводородной смеси в лабораторных установках. Однако следует учитывать, что этот метод недостаточно точен.
Газогидраты
Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи. Молекулы воды как бы раздвигаются молекулами газа плотность воды в гидрантом состоянии возрастает до 1,261,32 см3/г (плотность льда 1,09см3/г).
Один объем воды в гидрантом состоянии связывает в зависимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа.
Условия образования гидратов определяются составом газа, состоянием воды, внешними давлением и температурой и выражаются диаграммой гетерогенного состояния в координатах р-Т). Для заданной температуры повышение давления выше давления, соответствующего равновесной кривой, сопровождается соединением молекул газа с молекулами воды и образованием гидратов. Обратное снижение давления (или повышение температуры при неизменном давлении) сопровождается разложением гидрата на газ и воду.
Плотность гидратов природных газов составляет от 0,9 до 1,1 г/см3.
Газогидратные залежи это залежи, содержащие газ, находящийся частично или полностью в гидратном состоянии (в зависимости от термодинамических условий и стадии формирования). Для формирования и сохранения газогидратных залежей не нужны литологические покрышки: они сами являются непроницаемыми экранами, под которыми могут накапливаться залежи нефти и свободного газа. Газогидратная залежь внизу может контактировать с пластовой подошвенной водой, газовой залежью или непроницаемыми пластами.
Присутствие гидратов в разрезе можно обнаружить стандартными методами каротажа. Гидратсодержащие пласты характеризуются:
незначительной амплитудой ПС;
отсутствием или малым значением приращения показаний микроградиент-зонда;
интенсивностью вторичной ( активности, близкой к интенсивности водонасыщенных пластов;
отсутствием глинистой корки и наличием каверн;
значительной (в большинстве случаев) величиной (к; повышенной скоростью прохождения акустических волн и др.
В основе разработки газогидратных залежей лежит принцип перевода газа в залежи из гидратного состояния в свободное и отбора его традиционными методами с помощью скважин. Перевести газ из гидратного состояния в свободное можно путем закачки в пласт катализаторов для разложения гидрата; повышения температуры залежи выше температуры разложения гидрата; снижения давления ниже давления разложения гидрата; термохимического, электроакустического и других воздействий на газогидратные залежи.
При вскрытии и разработке газогидратных залежей необходимо иметь в виду их специфические особенности, а именно: резкое увеличение объема газа при переходе его в свободное состояние; постоянство пластового давления, соответствующего определенной изотерме разработки газогидратной залежи; высвобождение больших объемов воды при разложении гидрата и др.

2.7. Принципы нефтегеологического районирования

Нефтегеологическое районирование это расчленение исследуемой территории на отдельные части по степени сходства и различия геотектонического строения, а также состава и региональной нефтегазоносности слагающих их осадочных формаций.
Основными задачами нефтегеологического районирования являются:
- выявление закономерных связей размещения генетически различных групп и категорий регионально нефтегазоносных территорий с теми или иными типами крупных геоструктурных элементов земной коры и связанными с ними формациями;
- сравнительная дифференцированная оценка перспектив нефтега- зоносности различных частей изучаемой территории с определением мест возможной концентрации наибольших ресурсов нефти и газа в различных ее частях. Все это в совокупности должно служить научной основой для выбора наиболее оптимальных, т. е. высокоэффективных направлений поисков и разведки на нефть и газ.
Развитие процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в земной коре происходит лишь при определенном сочетании ряда геологических и физико-биогеохимических факторов, среди которых главнейшими являются: тектоническое строение и направленность тектонических движений в пределах исследуемой территории в течение рассматриваемого геологического времени; палеогеографические и фациальные условия накопления осадков; физические (коллекторские) свойства пород, слагающих разрез исследуемой территории; палеогидрогеологические и гидрогеохимические условия этой территории, а также термодинамические ее условия.
Однако среди этих основных факторов, контролирующих развитие в земной коре процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления, ведущая роль принадлежит региональной тектонике и палеотектонике, так как режимом и направленностью тектонических движений во времени и пространстве в конечном результате предопределяются:
1. пространственное размещение крупных седиментационных бассейнов и региональных поднятий, изменения в их пределах во времени и пространстве литолого-фациальных условий накопления осадков, а следовательно, и условий формирования и размещения областей регионального нефтегазообразования и нефтегазонакопления, связанных с указанными седиментационными бассейнами;
2. образование различных структурных форм, которые при наличии прочих необходимых условий могут служить ловушками для формирования скоплений нефти и газа структурного типа;
3. пространственное распределение береговых линий, выклинивание пластов по направлению подъема слоев, стратиграфические несогласия и другие геологические явления, с которыми связано формирование- скоплений нефти и газа литологического и стратиграфического типов;
4. изменения в пространстве и во времени расположения областей питания и разгрузки пластовых вод и региональных направлений их. движений;
5. возникновение и развитие процессов миграции нефти и газа и изменение общей направленности ее в пространстве и во времени в тесной связи с палеогидрогеологическими условиями исследуемых территорий.
Из сказанного следует, что при выделении и классификации крупных нефтегазоносных территорий необходимо принимать во внимание тектонические, литолого-фациальные и гидрогеологические факторы с учетом, однако, ведущей роли тектонического фактора во времени и пространстве, т. е. палеотектоники.
Учитывая все вышесказанное, в основу геологического районирования нефтегазоносных территорий необходимо положить тектонический принцип с выделением в пределах исследуемой территории в качестве основных ее подразделений различных генетических типов крупных геоструктурных элементов, характеризующихся своими особенностями геологического строения и истории геологического развития, а следовательно, и условиями регионального нефтегазообразования и нефтегазонакопления.
Классификация крупных нефтегазоносных территорий прежде всего должна отчетливо отражать закономерные (генетические) связи указанных территорий с различными типами крупных геоструктурных элементов и приуроченных к ним формаций в течение всей истории их геологического развития. Это необходимо не только для изучения общих закономерностей формирования и размещения крупных нефтегазоносных территорий в земной коре, но и для разработки наиболее эффективных (для данных геологических условий) комплексов поисково-разведочных работ, чтобы помочь практикам быстрее и с меньшими затратами обнаруживать их.
Классификация нефтегазоносных территорий может объективно отражать действительность только в том случае, когда она основывается на детальном изучении фактических условий размещения их в различных геологических условиях на всех континентах Земли. С этой целью А. А. Бакировым на основе обобщения опубликованных данных была составлена серия карт размещения выявленных нефтегазоносных территорий и скоплений нефти и газа в различных геологических условиях на всех континентах Земли на тектонической основе соответствующих континентов. Все эти карты опубликованы в монографии автора «Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности недр».
Сравнительный анализ указанных карт размещения регионально нефтегазоносных территорий на всех континентах нашей планеты показал, что формирование и размещение их контролируются прежде всего наличием определенных типов крупных геоструктурных элементов, среди которых выделяются:
- на платформенных территориях: сводовые поднятия; внутриплатформенные впадины; авлакогены; мегавалы;
- на складчатых территориях: внутрискладчатые межгорные впадины; внутрискладчатые срединные массивы; области погружения складчатых сооружений;
- на переходных территориях: предгорные впадины; краевые мегасинеклизы (типа Прикаспийской и Примексиканской).
Наряду с этим на всех без исключения континентах Земли встречается целый ряд генетических типов крупных геоструктурных элементов – обширнейшие территории, не содержащие скоплений нефти и газа. К таким крупным геотектоническим элементам относятся:
- на платформенных территориях: обширнейшие области выходов на дневную поверхность кристаллических и метаморфизованных образований в пределах щитов (типа Балтийского, Украинского, Алданского, Африканских, Аравийского, Индийского, Австралийского, Канадского, Гвианского и др.); области внутриплатформенных выступов крупных массивов кристаллических и метаморфизованных пород (типа Воронежскогона Русской платформе; Ллано, Озарк и других на Североамериканской платформе); платформенные области, в пределах которых кристаллические породы складчатого фундамента залегают неглубоко под отложениями платформенного чехла незначительной мощности;
-на складчатых территориях: области выходов на дневную поверхность метаморфизованных складчатых сооружений; области развития изверженных и эффузивных образований, несмотря на то что они интенсивно разбиты системой сбросовых нарушений, часть которых, несомненно, связана с глубинными разломами.
Таким образом, анализ размещения регионально нефтегазоносных территорий на всех континентах Земли указывает на их приуроченность .лишь к определенным крупным геоструктурным элементам и связанным с ними формациям. Поэтому правы были И. М. Губкин и его последователи, когда крупные нефтегазоносные территории выделяли прежде всего по геоструктурному признаку.
Перечисленные геотектонические связи регионально нефтегазоносных территорий с отдельными и лишь определенными районами крупных геоструктурных элементов однозначно прослеживаются на всех без исключения континентах Земли, т. е. имеют общепланетарный характер, и, следовательно, должны рассматриваться в качестве одной из главных геоструктурных закономерностей пространственного размещения регионально нефтегазоносной территории в литосфере.
Вследствие этого указанные геоструктурные закономерности пространственного размещения регионально нефтегазоносных территорий, естественно, должны быть положены в основу нефтегеологического районирования при прогнозировании нефтегазоносности недр и дифференциальной оценки условий пространственного размещения прогнозных ресурсов углеводородов в пределах каждой исследуемой геологической провинции.
В предыдущем изложении были рассмотрены принципы выделения регионально нефтегазоносных территорий по геоструктурному признаку как ведущему среди всех геологических факторов, контролирующих формирование и пространственное их размещение. Для прогнозирования распространения регионально нефтегазоносных территорий, однако, кроме геотектонического фактора необходимо учитывать также условия развития в пределах исследуемой территории литогенеза в течение каждого рассматриваемого отрезка времени геологической истории, т. е. особенности осадочных формаций.
Академик Н. М. Страхов справедливо писал, что «тектогенез и литогенез в истории земной коры в сущности две стороны единого историко-геологического процесса» (Историко-геологические типы осадконакопления. Изв. АН СССР, сер. геология, № 2, 1946).
Сравнительный анализ условий размещения регионально нефтегазоносных территорий на всех без исключения континентах нашей планеты показывает, что формирование и пространственное их размещение связаны, с одной стороны, с тектогенезоми притом лишь сопределенным режимом колебательных движений, когда происходит формирование определенных генетических типов геоструктурных элементов, благоприятных для образования региональных скоплений нефти и газа,, а с другой стороны, с литогенезом и при этом генетически лишь с определенными формациями и литолого-фациальными условиями их образования и пространственного распространения. Нефтегазообразование в ходе геологической истории литосферы имеет периодичный характер и развивалось в теснейшей связи с цикличностью осадконакопления. Вследствие этого в разрезе осадочных образований каждой нефтегазоносной провинции обычно имеется несколько самостоятельных регионально нефтегазоносных комплексов, приуроченных к соответствующим крупным циклам осадконакопления.
Как показано А. А. Бакировым (1958, 1973), ареалы региональной нефтегазоносности и концентрации наибольших ресурсов нефти в отложениях стратиграфических подразделений осадочных образований, как правило, приурочены к территориям,где:
- накопление осадков в течение данного геологического времени происходило в субаквальной среде с анаэробной геохимической обстановкой в фазы развития движений прогибания, амплитуды которого во время накопления осадков рассматриваемого комплекса или в последующие эпохи обеспечивали создание соответствующих термодинамических условий, необходимых для преобразования и последующей миграции нефтяных углеводородов из нефтематеринских комплексов в коллекторы;
- в последующие за стадией прогибания фазы развития восходящих движений рассматриваемая часть разреза не попадала в зону активного водообмена и аэрации;
- в строении исследуемого регионально нефтегазоносного этажа участвуют отложения с хорошими коллекторскими свойствами;
- исследуемый регионально нефтегазоносный этаж перекрыт толщей практически газонефтенепроницаемых пород, обеспечивающих сохранность сформировавшихся скоплений нефти и газа от процессов разрушения в последующие этапы геологической истории;
- имеются соответствующие геоструктурные и литологические условия, необходимые для формирования различных типов зон регионального нефтегазонакопления структурной, литологической, стратиграфической или смешанной групп.
Все перечисленные ранее палеотектонические, палеогеографические, формационные, литолого-фациальные, палеогидрогеологические условия, в совокупности и в теснейшей взаимосвязи контролирующие возникновение и развитие процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления, в течение всей геологической истории не оставались стабильными и с наступлением новых крупных циклов литогенеза нередко претерпевали существенные пространственные изменения. Поэтому, естественно, для научного обоснования прогнозирования распространения регионально нефтегазоносных территорий необходимо оценивать перспективы нефтегазоносное™ и прогнозные ресурсы углеводородов раздельно по каждому литолого-стратиграфическому комплексу, приуроченному к отдельным крупным циклам литогенеза, с подразделением (районированием) бассейнов седиментации соответствующих отрезков геологического времени на отдельные сегменты, характеризующиеся определенными палеотектоническими, палеогеографическими и палеогидрогеологическими условиями накопления осадков в течение этого времени.
Поэтому нефтегеологическое районирование каждой исследуемой геологической провинции должно быть ступенчатым. Главнейшими звеньями его должны быть:
1. геотектоническое районирование исследуемой территории с выделением в ее пределах крупных геоструктурных элементов, отличающихся по своему строению, условиям формирования и развития и по характеру приуроченных к ним осадочных формаций;
2. выделение в пределах исследуемой территории бассейнов седиментации для крупных циклов литогенеза, приуроченных к определенным стратиграфическим подразделениям слагающих данную территорию осадочных образований;
3. районирование, расчленение бассейнов седиментации крупных циклов литогенеза с выделением в их пределах районов или областей, характеризующихся определенными типами формаций и распределением их мощностей, а также особенностями палеотектонических, палеогеографических и палеогидрогеологических условий их накопления;
4. выделение районов, отличающихся разными потенциальными возможностями распространения и концентрации в их пределах ресурсов углеводородов.

При нефтегазогеологическом районировании следует учитывать четыре основные группы факторов - критериев, контролирующих процессы генерации, миграции и аккумуляции УВ:
- современное геотектоническое строение изучаемых территорий и особенности формирования их геоструктурных элементов;
- литолого-стратиграфическую характеристику разреза, основанную на палеогеографических, формационных и фациальных условиях формирования осадков в различных частях этих территорий;
- гидрогеологические условия;
- геохимические условия территорий, в том числе фазовое состояние и физико-химическйе свойства и состав УВ, нефтегазоматеринский потенциал пород и концентрацию, и состав содержащихся в них битумоидов и органического вещества (0В).
Залежи и месторождения, связанные с геоструктурными элементами соответствующего ранга, относятся к элементам нефтегазогеологического районирования наиболее низкого уровня.
Ассоциация смежных и сходных по геологическому строению месторождений нефти и газа, залежи которых приурочены к ловушкам, составляющим единую группу, осложняющую структуру более высокого порядка (уровня), называется зоной нефтегазонакопления.
Нефтегазоносный район представляет собой ассоциацию зон нефтегазонакопления, характеризующихся общностью геологического строения и развития, литолого-фациальных условий и условий регионального нефтегазонакопления.
Нефтегазоносная область - это ассоциация смежных нефтегазо-носных районов в пределах крупного геоструктурного элемента более высокого уровня по сравнению с уровнем элемента, соответствующего нефтегазоносному району. Все нефтегазоносные районы в пределах области должны характеризоваться общностью геологического строения и историей развития, включая палеографические условия нефтегазо-образования и нефтегазонакопления.
Нефтегазоносная провинция представляет собой ассоциацию смежных нефтегазоносных областей в пределах одного крупнейшего геоструктурного элемента или их группы.
Зоны, районы, области и провинции, нефтегазоносность которых еще не доказана, но предполагается, принято называть нефтегазо-перспективными.
Наряду с районированием по площади нефтегазогеологическое районирование предусматривает расчленение по разрезу осадочного чехла оцениваемой территории. Основными единицами такого расчленения являются пласт, резервуар 1, нефтегазоносный комплекс и нефтегазоносная формация.
Нефтегазоносным пластом называется толща проницаемых пород-коллекторов, ограниченных сверху (в кровле) и снизу (в подошве) флюидоупорами.
Нефтегазоносный горизонт представляет собой группу перекрытых зональной покрышкой и гидродинамически связанных пластов внутри нефтегазоносного комплекса.
Нефтегазоносный комплекс - это литолого-стратиграфическое подразделение, перекрытое региональной покрышкой. Комплекс включает один нефтегазоносный горизонт или их группу.
Нефтегазоносная формация представляет собой естественно-историческую ассоциацию горных пород, генетически связанных во времени и пространстве региональными палеогеографическими и палеотектоническими условиями, благоприятными для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Нефтегазоносная формация может содержать один нефтегазоносный комплекс или их группу.
Пласты, горизонты, комплексы, продуктивность которых еще не доказана, но предполагается, называют нефтегазоперспективными пластами, горизонтами и комплексами.
2.8. Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа и их назначение

Весь последовательный ход изучения нефтегазоносных объектов направлен в первую очередь на их локализацию и выявление залежей нефти и газа в горизонтах и пластах в подготовленных к поисковому бурению ловушках. До того момента, пока первая скважина не вскрыла пласт или горизонт, можно лишь предполагать возможность обнаружения в нем залежи на основе аналогии с соседними залежами той же структурно-фациальной зоны.
Когда скважины прошли этот пласт или горизонт, наличие в нем залежи устанавливается опробованием или с помощью комплекса промыслово-геофизических и других исследований. Факт установления продуктивности горизонтов и пластов, т. е. факт выявления залежей, служит границей, разделяющей запасы и ресурсы.
Масса нефти и конденсата и объем газа на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям, называются ЗАПАСАМИ.
На подсчитанную величину запасов влияют объем и качество информации, полученной при поисковых и разведочных работах и разработке, а также применяемые методы подсчета.
Подсчитываемые запасы одной и той же залежи по мере накопления фактических данных на разных стадиях геологоразведочных работ или с учетом данных эксплуатационного разбуривания и разработки могут претерпевать существенные изменения. Естественно, чем выше степень изученности, чем больше фактических данных и выше их качество, тем достовернее подсчитанные запасы. Если объем и качество информации получаемой по выявленным залежам в процессе поисков, разведки и разработки, увязать с определенными стадиями изученности залежей, то станет понятной сущность разделения запасов на категории.
Наряду с выявленными залежами в нефтегазоносных горизонтах и пластах, а также в литолого-стратиграфических комплексах объектов, не изученных поисковым бурением, могут содержаться скопления УВ, наличие которых предполагается на основании геолого-геофизических исследований и сложившихся представлений о геологическом строении. Это предполагаемые залежи в продуктивных, но не вскрытых бурением пластах на установленных месторождениях или на подготовленных к бурению площадях, а также в литолого-стратиграфических комплексах с доказанной и предполагаемой нефтегазоносностью в пределах крупных геоструктурных элементов (1 порядка).
Масса нефти и конденсата и объем газа на дату оценки, приведенные к стандартным условиям, в указанных выше объектах называются ресурсами.
Оцененные ресурсы отличаются от запасов, а также друг от друга не только различной степенью изученности, но и разной степенью обоснованности. Например, обоснованность запасов в продуктивных пластах, пройденных бурением и характеризующихся благоприятной в отношении нефтегазоносности геолого-геофизической характеристикой, значительно выше обоснованности ресурсов в продуктивных пластах, еще не вскрытых бурением.
В Классификации запасов и ресурсов 1983 г. впервые законодательно введено понятие «ресурсы». Ресурсы по степени обоснованности разделены на категории, образующие с категориями запасов единый ряд А-Д. Четкое ограничение ресурсов от запасов является свидетельством более низкой степени изученности и обоснованности, а в конечном счете и достоверности ресурсов.
Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные (промышленные) категории А, В, C1 и предварительно оцененныекатегория С2.
Ресурсы этих же полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов по степени их изученности и обоснованности подразделяются на перспективные- категория С3 и прогнозные - категории Д1 и Д2.
Запасы полезных компонентов, содержащихся в нефти и газе в промышленных количествах, а также их перспективные и прогнозные ресурсы соответственно подсчитываются или оцениваются по тем же категориям и в тех же границах, что и содержащие их полезные ископаемые.
Категория А - запасы залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств; нефте- и газонасыщенности 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, гидропровод-ность и пьезопроводность и другие).
3апасы категории А подсчитываются по залежи (ее части) разбуренной в соответствии с утвержденным проектом paзработки месторождения нефти или газа.
Категория В - запасы залежи (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 толщина, 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.
Запасы категории В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.
Категория C1 - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой 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 размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент, вытеснения нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтяным залежам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность 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.
Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в cтeпeни, обеспечивающей получение иcxoдныx дaнныx для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.
Категория С2 - запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований:
- неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий;
- в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений.
Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина 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
Запасы категории С2 используются для определения перспектив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышележащие пласты и частично для проектирования разработки залежей.
Категория С3 - перспективные ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными данного района методами геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района.
Форма, размер и условия залегания залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефтей или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.
Перспективные ресурсы нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категории С1 и С2.
Категория Д1 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-сратигра-фических комплексов, оцениваемые в пределах крупных peгиональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.
Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д1 производится по результатам региональных геологических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторож-дениями в пределах оцениваемого региона.
Категория Д2 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого- стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований. Количественная оценка прогнозных ресурсов этой категории производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа.
В Классификации запасов определено и назначение запасов и ресурсов нефти и газа.
Так, данные о запасах месторождений и перспективных ресурсов нефти и газа, числящихся на государственном балансе, используются при разработке схем развития отраслей народного хозяйства, при планировании геологоразведочных работ. Между тем назначение каждой категории запасов преследует более конкретные цели.
Данные о запасах вновь разведанных залежей, подготовленных для промышленного освоения, используются при проектировании предприятий по добыче, транспортировке и комплексной переработке нефти и газа.
По предварительно оцененным запасам категории C2 определяются перспективы месторождения, планируются геологоразведочные работы.
Перспективные ресурсы используются при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категорий C1 и C2.
Прогнозные ресурсы категории Д1 используются для обоснования наиболее эффективных направлений, планирования геологоразведочных работ и прироста запасов на перспективу, обоснования долгосрочных схем развития добычи нефти и газа.
Прогнозные ресурсы категории Д2 как менее обоснованные и базирующиеся на общих геологических представлениях и аналогии с более изученными территориями используются при планировании региональных геологоразведочных работ и выборе направлений ранних этапов поисков.

2.9. Группы запасов нефти и газа и основные принципы их подсчета и учета

По народнохозяйственному значению запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подразделяются на две группы, подлежащие самостоятельному подсчету и учету:
- балансовые - запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно;
- забалансовыезапасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.
В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы.
Извлекаемые запасы - часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат (замыкающих) и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.
Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются ГКЗ РФ с учетом заключений по ним Министерства нефтяной промышленности, Министерства газовой промышленности и Министерства геологии РФ.
Запасы месторождений нефти и газа, расположенные в пределах охранных зон крупных водоемов и водотоков, населенных пунктов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, относятся к балансовым или забалансовым на основании технико-экономических расчетов, в которых учитываются затраты на перенос объектов или затраты, связанные с применением специальных способов разработки месторождений. Если фактическая ценность ожидаемой продукции нефтегазодобывающих предприятий выше всех суммарных затрат, необходимых для освоения месторождения, то практически все разведанные (А, В и C1) и предварительно оцененные (С2) запасы должны быть отнесены к группе балансовых.
Таким образом, классификация запасов и ресурсов предусматривает жесткие требования при отнесении запасов к балансовым или забалансовым.
Классификация запасов предусматривает учет забалансовых запасов всех категорий.
На месторождениях, введенных в разработку, классификация запасов обязывает производить перевод запасов категорий C1 и С2 в более высокие категории по данным бурения и исследования добывающих скважин, а в необходимых случаях - по данным доразведки. В тех случаях, когда в результате доразведки, проведенной на разрабатываемом месторождении, балансовые и извлекаемые запасы категорий A+B+C1 изменяются по сравнению с ранее утвержденными ГКЗ РФ более чем на 20%, необходимо проводить пересчет запасов.
Пересчет запасов производится и в тех случаях, когда в процессе разработки или доразведки залежей намечается списание балансовых и извлекаемых запасов категорий A+B+C1, не подтвердившихся или не подлежащих отработке по технико-экономическим причинам, превышающее нормативы, установленные действующим положением о порядке списания запасов полезных ископаемых с баланса предприятий по добыче нефти и газа.
При пересчете запасов на разрабатываемых месторождениях необходимо сопоставить данные разведки и разработки по запасам, условиям залегания, эффективной газонефтенасыщенной толщине, площади залежи, коллекторским свойствам пород и их нефтегазонасыщенности, коэффициентах извлечения. При анализе баланса движения запасов следует установить конкретные причины изменений запасов и их категорийности. По месторождениям, на которых выявилось изменение запасов, утвержденных ГКЗ РФ, сопоставление данных разведки и разработки, а также анализ причин их расхождений, должны производиться совместно организациями, разведывавшими и разрабатывающими месторождение.
Основным графическим документом при подсчете запасов служит подсчетный план. Подсчетные планы (рис. 2.17) составляются на основе структурной карты по кровле продуктивных пластов-коллекторов или ближайшего репера, расположенного не более чем на 10 м выше или ниже кровли пласта. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов.
Границы и площадь подсчета запасов нефти и газа каждой из категорий окрашиваются определенным цветом:
- категория А - красным;
- категория В - синим;
- категорияС1 - зеленым;
- категория С2 – желтым.




Рис. 2.17. Пример подсчетного плана залежи.
1 - нефть; 2 - вода: 3 - нефть и вода; скважины: 4 - добывающие, 5 - разведочные, 6 - в консервации, 7 - ликвидированные, в - не давшие притока; 9 - изогипсы поверхности коллекторов, м; контуры нефтеносности: 10 - внешний, 11 - внутренний; 12 - граница литолого-фациального замещения коллекторов; 13 - категории запасов; цифры у скважин:
в числителе - номер скважины, в знаменателе - абсолютная отметка кровли коллектора, м.
На подсчетный план также наносятся все пробуренные на дату подсчета запасов скважины (с точным указанием положения устьев, то-чек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта):
- разведочные;
- добывающие;
- законсервированные в ожидании организации промысла;
- нагнетательные и наблюдательные;
- давшие безводную нефть, нефть с водой, газ, газ с конденсатом, газ с конденсатом и водой и воду;
- находящиеся в опробовании;
- неопробованные, с указанием характеристики нефте-, газо- и водо-насыщенности пластов - коллекторов по данным интерпретации материалов геофизических исследований скважин;
- ликвидированные, с указанием причин ликвидации;
- вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами.
По испытанным скважинам указываются: глубина и абсолютные отметки кровли и подошвы коллектора, абсолютные отметки интервалов перфорации, начальный и текущий дебиты нефти, газа и воды, диаметр штуцера, депрессия, продолжительность работы, дата появления воды и ее содержание в процентах в добываемой продукции. При совместном опробовании двух и более пластов указывают их индексы. Дебиты нефти и газа должны быть замерены при работе скважин на одинаковых штуцерах.
По добывающим скважинам приводятся: дата ввода в работу, начальный и текущий дебиты и пластовое давление, добытое количество нефти, газа, конденсата и воды, дата начала обводнения и содержание воды в процентах в добываемой продукции на дату подсчета запасов. При большом количестве скважин эти сведения помещаются в таблице на подсчетном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане дается таблица с указанием принятых авторами величин подсчетных параметров, подсчитанные запасы, их категории, величины параметров, принятые по решению ГКЗ РФ, дата, на которую подсчитаны запасы.
При повторном подсчете запасов на подсчетные планы должны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденных при предыдущем подсчете, а также выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов.
Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов производится раздельно для газовой, нефтяной,. газонефтяной, водонефтяной и газонефтеводяной зон по типам коллекторов для каждого пласта залежи и месторождения в целом с обязательной оценкой перспектив всего месторождения.
Запасы содержащихся в нефти и газе компонентов, имеющие промышленное значение, подсчитываются в границах подсчета запасов нефти и газа.
При подсчете запасов подсчетные параметры измеряются в следующих единицах: толщина в метрах; давление в мегапаскалях (с точностью до десятых долей единицы); площадь в тысячах квадратных метров; плотность нефти, конденсата и воды в граммах на кубический сантиметр, а газав килограммах на кубический метр (с точностью до тысячных долей единицы); коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности в долях единицы с округлением до сотых долей; коэффициенты извлечения нефти и конденсата в долях единицы с округлением до тысячных долей.
Запасы нефти, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитываются в тысячах тонн, газа - в миллионах кубических метров, гелия и аргонав тысячах кубических метров.
Средние значения параметров и результаты подсчета запасов приводятся в табличной форме.

Понятие о подсчетных параметрах (исходных данных), оценке ресурсов и подсчете запасов

В процессе геологоразведочных работ выявляются характеристики изучаемого объекта - подсчетные параметры, используемые затем для оценки ресурсов и подсчета запасов. Они различны на различных этапах и стадиях геоло- го-разведочных работ.
На региональном этапе это данные, контролирующие нефтегазоносный потенциал - мощность нефтематеринских толщ, мощность региональной покрышки, и др. На поисково-оценочном этапе значение приобретают размеры ловушек, мощность коллектора, глубина и тектоническая сложность ловушек. Количественная оценка прогнозных ресурсов в возможно нефтегазоносных комплексах в пределах конкретных участков на прогнозной территории делается по аналогии. При этом пользуются следующими методами.
Количественных геологических аналогий. Метод заключается в том, что на эталонных участках определяются зависимости между удельными запасами и наиболее информативными факторами, и переноса выявленных зависимостей на расчетные участки со сходным геологическим строением.
На «усредненную структуру». При применении этого метода на эталонном участке определяют средние геологические запасы на одну структуру, плотность этих структур, и затем переносят полученные результаты на расчетный участок.
Удельных плотностей запасов. Используя данный метод, на эталонных участках определяют удельные плотности геологических запасов продуктивного пласта (толщи, комплекса и т.д.), приходящихся на 1 км3 общего объема пород, или пород-коллекторов, и переносят эти соотношения на расчетные участки с учетом поправочных коэффициентов, характеризующих изменение мощности, пустотности и других параметров.
На разведочном этапе подсчетными параметрами для нефтяных месторождений являются площадь нефтеносности, эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, коэффициент открытой пористости, коэффициент нефтенасыщенности пласта, коэффициент нефтеотдачи пласта, а также физические параметры нефти.
Подсчетными параметрами для газовых месторождений являются площадь газоносности, эффективная мощность газонасыщенной части пласта, коэффициент открытой пористости, коэффициент газонасыщенности пласта, с учетом содержания связанной воды и начальное пластовое давление в залежи.
Перечисленные параметры используются при подсчете запасов.
Подсчет запасов ведется на основе полученных в процессе разведки фактических данных, однако, какие бы современные, надежные и изощренные методы обработки фактического материала не применялись, достоверные и полные сведения о залежи геолог обычно получает после того, как она полностью отработана. Разработка же всегда начинается в условиях недостаточных данных. Из методов подсчетов запасов наиболее распространены:
Объемный - основан на подсчете насыщенного нефтью объема пустотного пространства залежи.
Падения пластового давления - применяется при подсчете запасов свободного газа.
Растворенного газа, при котором запасы растворенного газа вычисляются по данным величины начального газосодержания, установленного по глубинным пробам.
Материального баланса - базируется на изучении параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте в зависимости от изменения давления в процессе разработки залежи.
Статистический метод подсчета нефти - применяется на поздних стадиях разработки. Он основан на статистической обработке данных о поведении дебитов накопленной добычи в процессе эксплуатации в зависимости от тех, или иных параметров разработки.
Применяются и другие методы.
Пересчет запасов - это их уточнение. Запасы пересчитывают в тех случаях, когда оценка месторождения за время, истекшая после предыдущего утверждения запасов, существенно изменилась в результате разведочных и эксплуатационных работ.
Достоверностью запасов называют максимальное приближение величины подсчитываемых запасов к ее истинному значению, которое происходит в процессе геологоразведочных и эксплуатационных работ, качественной обработки фактического материала и правильного выбора метода оценки.


ЧАСТЬ 3. НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОЛОГИЯ

Нефтегазопромысловая геология отрасль геологии, занимающаяся детальным изучением месторождений и залежей нефти и газа в начальном (естественном) состоянии и в процессе разработки для определения их народнохозяйственного значения и рационального использования недр.
Таким образом, значение нефтегазопромысловой геологии состоит в обобщении и анализе всесторонней информации о месторождениях и залежах нефти и газа как объектах народнохозяйственной деятельности с целью геологического обоснования наиболее эффективных способов организации этой деятельности, обеспечения рационального использования и охраны недр и окружающей среды.
3.1. Связь нефтегазопромысловой геологии с другими
геологическими и смежными науками
С точки зрения промыслового геолога залежь нефти или газа следует рассматривать как некоторую часть пространства, в которой накладываются друг на друга результаты различных геологических, физических, гидродинамических и других процессов, действовавших ранее и происходящих во время ее разработки. Поэтому залежь вследствие многообразия процессов, приведших к ее образованию и протекающих при ее разработке, можно изучать во многих аспектах.
Существуют различные науки, как геологические, так и негеологические, которые изучают те или иные из упомянутых выше процессов. Отсюда следует особенность нефтегазопромысловой геологии, заключающаяся в том, что она широко использует теоретические представления и фактические данные, получаемые методами других наук, и в своих выводах и обобщениях очень часто опирается на закономерности, установленные в рамках других наук.
Например, данные об условиях залегания продуктивных пластов в первую очередь поступают в результате полевых сейсмических исследований. При вскрытии залежи скважинами эти данные могут быть уточнены - методами структурной геологии.
Поднятые из скважин керн, пробы нефти, газа, воды исследуются методами физики пласта. Другим источником информации о свойствах пород служат данные промысловой геофизики, а также результаты гидродинамических исследований скважин. Теоретической основой этих методов являются подземная гидравлика и скважинная геофизика, играющие наиболее важную роль в решении задач нефтегазопромысловой геологии, так как с их помощью получают около 90 % информации, необходимой промысловому геологу.
Обобщая различную информацию об условиях залегания и свойствах нефтегазонасыщенных пород, промысловый геолог очень часто не создает какие-то новые принципы, законы, методы, а в значительной степени опирается на теоретические представления, законы и правила, установленные в рамках смежных наук: тектоники, стратиграфии, петрографии, гидрогеологии, подземной гидравлики и ряда других. Анализируя и обобщая количественные и качественные данные, современный промысловый геолог широко использует математические методы и ЭВМ, без чего результаты обобщения не могут считаться достаточно надежными.
Таким образом, науки, изучающие залежи нефти и газа в аспектах, отличных от тех, которыми занимается нефтегазопромысловая геология, составляют значительную часть теоретического и методического фундамента нефтегазопромысловой геологии.
Вместе с тем нефтегазопромысловая геология, имея самостоятельный объект залежь нефти или газа, подготавливаемую к разработке или находящуюся в разработке, т. е. геолого-технологический комплекс, решает и собственные задачи, связанные с созданием методов получения, анализа и обобщения информации о строении нефтегазоносных пластов, о путях движения нефти, газа, воды внутри залежи при ее эксплуатации о текущих и конечных коэффициентах нефтеотдачи и т. п. Поэтому указанная выше связь нефтегазопромысловой геологии с другими науками не является односторонней.
Результаты промыслово-геологических исследований оказывают существенное влияние на смежные науки, способствуя их обогащению и дальнейшему развитию. На промышленно нефтегазоносных площадях всегда бурится большое количество скважин, ведутся отбор и анализ образцов пород, проб жидкостей и газа, проводятся всевозможные наблюдения и исследования. Разнообразные виды исследовательской и производственной деятельности, а также промыслово-геологический научный анализ ее результатов обязательно и в большом количестве доставляют новые факты, служащие для подтверждения и дальнейшего развития взглядов и теорий, составляющих содержание смежных наук. При этом нефтегазопромысловая геология ставит перед смежными науками новые задачи, тем самым в еще большей степени способствуя их развитию. Таковы, например, требования более углубленного петрографического изучения глинистого материала коллекторов, который может менять свой объем при контакте с водой; изучения физико-химических явлений, протекающих на контактах нефти, воды и породы; количественной интерпретации результатов геофизических исследований скважин и др.

3.2. Цели и задачи нефтегазопромысловой геологии
Цели нефтегазопромысловой геологии заключаются в геологическом обосновании наиболее эффективных способов организации народнохозяйственной деятельности по добыче нефти и газа, обеспечению рационального использования и охраны недр и окружающей среды. Эта основная цель достигается путем изучения внутренней структуры залежи нефти и газа и закономерностей ее изменения в процессе разработки.
Основная цель разбивается на ряд компонент, выступающих в виде частных целей нефтегазопромысловой геологии, к которым относятся:
- промыслово-геологическое моделирование залежей
- подсчет запасов нефти, газа и конденсата;
- геологическое обоснование системы разработки нефтяных и газовых месторождений;
- геологическое обоснование мероприятий по повышению эффективности разработки и нефте-, газо- или конденсатоотдачи;
- обоснование комплекса наблюдений в процессе разведки и разработки.
Другой вид компонент сопутствующие цели, которые направлены на более эффективное достижение основной цели. К ним относятся:
- охрана недр нефтяных и газовых месторождений;
- геологическое обслуживание процесса бурения скважин;
- совершенствование собственной методологии и методической базы.
Задачи нефтегазопромысловой геологии состоят в решении различных вопросов, связанных: с получением информации об объекте исследований; с поисками закономерностей, объединяющих наблюденные разрозненные факты о строении и функционировании залежи в единое целое; с выработкой правил рационального проведения исследований и созданием нормативов, которым должны удовлетворять, результаты наблюдений и исследований; с созданием методов обработки, обобщения и анализа результатов наблюдений и исследований; с оценкой эффективности этих методов в различных геологических условиях и т. д.
Среди этого множества могут быть выделены задачи трех типов:
конкретно-научные задачи нефтегазопромысловой геологии, направленные на объект познания; методические задачи; методологические задачи.
Все множество конкретно-научных задач, можно подразделить на следующие группы.
1. Изучение состава и свойств горных пород, слагающих продуктивные отложения, как содержащие, так и не содержащие нефть и газ; изучение состава и свойств .нефти, газа и воды, геологических и термодинамических условий их залегания. Особое внимание должно уделяться вопросам изменчивости состава, свойств и условий залегания горных пород и насыщающих их флюидов, а также закономерностям, которым эта изменчивость подчиняется.
2. Задачи выделения (на основе решения задач первой группы) естественных геологических тел, определения их формы, размеров, положения в пространстве и т. п. При этом выделяются слои, пласты, горизонты, зоны замещения коллекторов и т. д. Сюда же относятся задачи изучения пликативных, дизъюнктивных и инъективных дислокаций. В общем эта группа объединяет задачи, направленные на выявление первичной структуры залежи или месторождения.
3. Задачи расчленения естественных геологических тел на условные с учетом требований и возможностей техники, технологии и экономики нефтегазодобывающей промышленности. Важнейшими здесь будут задачи установления кондиций и других граничных значений естественных геологических тел (например, для разделения высоко-, средне- и низкопродуктивных пород). В совокупности с задачами второй группы данная группа задач позволяет оценить запасы нефти и газа и их размещение в пространстве залежи. Суть задач данной группы состоит в изучении того, как изменится представление о структуре залежи, если учесть требования и возможности техники, технологии и экономики.
4. Задачи, связанные с построением классификации ГТК по множеству признаков, и в первую очередь по типам внутренних структур залежей и месторождений. Следует подчеркнуть, что имеющиеся многочисленные генетические классификации залежей и месторождений нефти и газа недостаточны для решения задач нефтегазопромысловой геологии. Здесь приобретают первостепенное значение вопросы использования при построении классификаций множества собственно геологопромысловых признаков, раскрытия механизма перестройки структур на разных уровнях иерархии в процессе разработки, явлений переноса свойств вещества с одного уровня на другой, связи структуры и функции, взаимосвязей между различными представлениями системы (множественным, функциональным, процессуальным) и т. п.
5. Задачи, связанные с изучением характера, особенностей, закономерностей взаимосвязи структуры и функции ГТК, т.е. влияния строения и свойств залежи на показатели процесса разработки и характеристику структуры и параметров технической компоненты, а также на показатели эффективности

3.3. Методы получения промыслово-геологической информации
Источниками первичной информации в нефтегазопромысловой геологии служат исследования разными методами, объединенные общей решаемой задачей.
Изучение керна, шлама, проб нефти, газа и воды в лабораториях с помощью специальных приборов основной источник прямой информации о геолого-физических свойствах пород и физико-химических свойствах УВ и пластовой воды. Получение этой информации затруднено тем, что пластовые условия (давление, температура и др.) отличаются от лабораторных и поэтому свойства образцов пород и флюидов, определенные в лабораторных условиях, существенно отличаются от тех же свойств в пластовых условиях. Отбор проб с сохранением пластовых условий весьма затруднителен. В настоящее время существуют герметичные пробоотборники только для пластовых нефтей и вод. Пересчет результатов лабораторного определения на пластовые условия может производиться с помощью графиков, построенных на основе данных специальных исследований.
Исследование скважин геофизическими методами (ГИС) осуществляется в целях изучения геологических разрезов скважин, исследования технического состояния скважин, контроля за изменением нефтегазонасыщенности пластов в процессе разработки.
Для изучения геологических разрезов скважин используются электрические, магнитные, радиоактивные, термические, акустические, механические, геохимические и другие методы, основанные на изучении физических естественных и искусственных полей различной природы. Результаты исследования скважин фиксируются в виде диаграмм либо точечной характеристики геофизических параметров: кажущегося электрического сопротивления, потенциалов собственной и вызванной поляризации пород, интенсивности гамма-излучения, плотности тепловых и надтепловых нейтронов, температуры и др. Теория геофизических методов и выявленные петрофизические зависимости позволяют проводить интерпретацию результатов исследований. В итоге решаются следующие задачи: определения литолого-петрографической характеристики пород; расчленения разреза и выявления геофизических реперов; выделения коллекторов и установления условий их залегания, толщины и коллекторских свойств; определения характера насыщения пород нефтью, газом, водой; количественной оценки нефтегазонасыщения и др.
Для изучения технического состояния скважин применяются: инклинометрия определение углов и азимутов искривления скважин; кавернометрия установление изменений диаметра скважин; цементометрия определение по данным термического, радиоактивного и акустического методов высоты подъема, характера распределения цемента в затрубном пространстве и степени его сцепления с горными породами: выявление мест притоков и затрубной циркуляции вод в скважинах электрическим, термическим и радиоактивным методами.
Контроль за изменением характера насыщения пород в результате эксплуатации залежи по данным промысловой геофизики осуществляется на основе исследований различными методами радиоактивного каротажа в обсаженных скважинах и электрического в необсаженных.
В последние годы получают все большее развитие детальные сейсмические исследования, приносящие важную информацию о строении залежей.
Гидродинамические методы исследования скважин применяются для определения физических свойств и продуктивности пластов-коллекторов на основе выявления характера связи дебитов скважин с давлением в пластах. Эти связи описываются математическими уравнениями, в которые входят физические параметры пласта и некоторые характеристики скважин. Установив на основе гидродинамических исследований фактическую зависимость дебитов от перепадов давлений в скважинах, можно решить эти уравнения относительно искомых параметров пласта и скважин. Кроме того, эта группа методов позволяет выявлять в пластах гидродинамические (литологические) экраны, устанавливать степень связи залежи нефти и газа с законтурной областью и с учетом этого определять природный режим залежи.
Применяют три основных метода гидродинамических исследований скважин и пластов: изучение восстановления пластового давления, метод установившихся отборов жидкости из скважин, определение взаимодействия скважин.
Наблюдения за работой добывающих и нагнетательных скважин. В процессе разработки залежи получают данные об изменении дебитов и приемистости скважин и пластов, обводненности добывающих скважин, химического состава добываемых вод, пластового давления, состояния фонда скважин и другие, на основании которых осуществляются контроль и регулирование разработки.
Важно подчеркнуть, что для изучения каждого из свойств залежи можно применить несколько методов получения информации. Например, коллекторские свойства пласта в районе расположения скважины определяют по изучению керна, по данным геофизических методов и по данным гидродинамических исследований. При этом достигается разная масштабность определений этими методами соответственно по образцу породы, по интервалам толщины пласта, по пласту в целом. Значение свойства, охарактеризованного несколькими методами, определяют, используя методику увязки разнородных данных.
Для контроля за свойствами залежи, изменяющимися в процессе ее эксплуатации, необходимые исследования должны проводиться периодически.
По каждой залежи, в зависимости от ее особенностей, должен обосновываться свой комплекс методов получения информации, в котором могут преобладать те или иные методы. Надежность получаемой информации зависит от количества точек исследования. Представления о свойствах залежи, полученные по небольшому числу разведочных скважин и по большому числу эксплуатационных, обычно существенно различны. Очевидно, что более надежна информация по большому количеству точек.
3.4. Средства получения информации
В эмпирические средства нефтегазопромысловой геологии входят в первую очередь скважины, а затем различные инструменты, приборы и лабораторные установки. Среди этих средств следует назвать колонковые долота для отбора керна, боковые сверлящие и стреляющие грунтоносы, пластовые пробоотборники и опробователи пластов, различные геофизические зонды, инклинометры, глубинные манометры, дебитометры и расходомеры, лабораторные установки для определения геолого-геофизических свойств пород и физико-химических свойств флюидов.
Наблюдения, проводимые по скважинам в процессе эксплуатации залежей, являются важным и обильным источником информации о структуре залежи, эффективности системы разработки, позволяющим обосновывать мероприятия по ее совершенствованию.
Материальное моделирование. Средства для получения косвенной информации специально создаваемые в лабораторных условиях искусственные модели пластов и протекающих в них процессов. Например, модель пласта в виде металлической трубы, заполненной песком, насыщенным нефтью, широко применяется для изучения процессов сжигания нефти методом создания внутрипластового очага горения. Она позволяет измерять и регулировать параметры процесса, изучать условия его устойчивости, устанавливать конечные результаты, которые затем с соблюдением требований теории подобия могут быть перенесены на реальные пласты.
Другой вид моделей натуральная модель в виде хорошо изученной залежи или ее участка с протекающими в ней процессами или явлениями.
Метод натурального моделирования широко применяется, например при внедрении новых методов повышения нефтеотдачи пластов. Прежде чем внедрить тот или иной метод в промышленных масштабах, его применяют на небольшом опытном участке залежи, где проверяется эффективность метода и отрабатывается технология. Опытный участок выбирается таким образом, чтобы промыслово-геологическая характеристика пласта в пределах участка была типичной в целом для залежи. В этом случае часть нефтегазоносного пласта в пределах участка выступает как натурная модель, являясь природным аналогом объектов, на которых предполагается применение испытываемого метода.
Проведение производственного эксперимента в процессе разработки залежи. При этом источником необходимой информации служит сам эксплуатируемый объект. Так, на Ромашкинском месторождении проводились промысловые эксперименты по ускорению создания сплошного фронта заводнения на линии нагнетания воды; на Бавлинском месторождении осуществлен эксперимент по разрежению сетки добывающих скважин в 2 раза по сравнению с запроектированной плотностью с целью изучения влияния плотности сетки на величины текущих отборов и конечной нефтеотдачи.

3.5. Методы комплексного анализа и обобщения исходной информации
Обобщение информации может происходить как на эмпирическом, так и на теоретическом уровне. Как уже отмечалось, теоретические методы нефтегазопромысловой геологии в значительной мере используют теоретические положения смежных геологических и технических наук, таких как тектоника, стратиграфия, петрография, геохимия, подземная гидромеханика, физика пласта и другие, а также экономика. Вместе с тем недостаточное развитие теоретических методов вызывает широкое использование эмпирических зависимостей. Основным методом обобщения эмпирического материала в нефтегазопромысловой геологии служит метод моделирования.
Реальное геологическое пространство, содержащее бесконечное множество точек, является непрерывным. На практике же геологическое пространство представляется конечным множеством точек, т.е. является дискретным, неполноопределенным,
Неполноопределенное дискретное пространство используется для построения непрерывного геологического пространства, в котором значения представляющих интерес признаков каким-либо способом (путем интерполяции, экстраполяции, корреляции и т.п.) определены для каждой точки. Такое пространство будет полноопределенным. Переход от неполноопределенного пространства к полноопределенному есть процедура моделирования реального геологического пространства.
Следовательно, полученная модель является всего лишь представлением исследователя о реальном геологическом пространстве, составленным по ограниченному числу точек наблюдения.
Процедура моделирования реального геологического пространства является основной частью промыслово-геологического моделирования залежей, отражающего все их особенности, влияющие на разработку.
Различают два вида промыслово-геологических моделей залежей. Это статические и динамические модели.
Статическая модель отражает все промыслово-геологические свойства залежи в ее природном виде, не затронутом процессом разработки: геометрию начальных внешних границ залежи; условия залегания пород коллекторов в пределах залежи; границы залежи с разным характером нефтегазоводонасыщенности коллекторов; границы частей залежи с разными емкостно-фильтрационными параметрами пород-коллекторов в пластовых условиях.
Эти направления моделирования, составляющие геометризацию залежей, дополняются данными о свойствах в пластовых условиях нефти, газа, воды, о термобарических условиях залежи, о природном режиме и его потенциальной эффективности при разработке (энергетическая характеристика залежи) и др.
Статическая модель постепенно уточняется и детализируется на базе дополнительных данных, получаемых при разведке и разработке залежи.
Динамическая модель характеризует промыслово-геологические особенности залежи в процессе ее разработки. Она составляется на базе статической модели, но отражает изменения, произошедшие в результате отбора определенной части запасов углеводородов, при этом фиксируются: текущие внешние границы залежи; соответственно границы "промытого" водой или другими агентами объема залежи (при системах разработки с искусственным воздействием на пласты); границы участков залежи, не включенных в процесс дренирования; фактическая динамика годовых показателей разработки за истекший период; состояние фонда скважин; текущие термобарические условия во всех частях залежи; изменения коллекторских свойств пород.
При статическом моделировании большое место занимает графическое (образно-знаковое) моделирование, называемое геометризацией залежи. В область графического моделирования входит моделирование формы и внутреннего строения залежи. Форма залежи наиболее полно отображается на картах в изогипсах, получивших название структурных, на которых находят положение внешнего и внутреннего контура нефтеносности, а также при их наличии положение литологических и дизъюнктивных границ залежи.
Внутреннее строение залежи отражают путем составления детальных корреляционных схем, детальных геологических разрезов (профилей) различных карт в изолиниях или условных обозначениях.
При динамическом моделировании также широко используют графическое моделирование - построение карт поверхностей нефти и внедрившейся в залежь воды, графиков и карт разработки, карт изобар и др.
При статическом и динамическом моделировании широко применяют математические методы - используют линейную интерполяцию, математические функции различной сложности - полиномы различных степеней, случайные функции, сплайн-функции и др. Применяют методы теории вероятностей и математической статистики - теории распределений, корреляционно-регрессионного анализа и др.


ЧАСТЬ 4. ОСНОВЫ ГИДРОГЕОЛОГИИ

4.1. Вода. Условия залегания подземных вод

Гидрогеология представляет собой науку о водах недр Земли. Гидрогеология месторождений твердых полезных ископаемых является прикладным направлением этой науки, изучающей подземные воды применительно к задачам геолого-промышленной оценки месторождений, их освоения и разработки.
Основными оболочками Земли являются литосфера, атмосфера, гидросфера и биосфера. Под гидросферой понимают все природные воды Земли находящиеся в постоянном взаимодействии с другими оболочками. Исследователи выделяют надземную гидросферу, пронизывающую всю атмосферу, наземную, объединяющую совокупность поверхностных вод, и подземную, расположенную ниже поверхности Земли и дна океанов и водотоков.
Как известно вода образуется из двух объемов водорода и одного объема кислорода, т.е. имеет химическую формулу Н20 и молекулярную массу 18. Температура кипения и плавления воды при атмосферном давлении 100° и 0°С, теплоемкость воды наиболее высокая из всех жидкостей и составляет 4,19 Дж/°С. Вода обладает также самой высокой из всех жидкостей диэлектрической постоянной (80,1 при t » 20°С). Благодаря этому при растворении в воде солей сила электрического взаимодействия между разноименными заряженными частицами уменьшается в 80 раз. в результате чего соли в воде диссоциируются на ионы значительно легче, чем если бы кристаллы соли находились в воздухе. Сама же вода в химических реакциях не участвует, оставаясь жидкой. Другим уникальным свойством воды является то, что ее твердая фаза (лед) не тонет в собственном расплаве. Поэтому водоемы замерзают с поверхности, образуя ледяную корку и защищая живые организмы от гибели.
В настоящее время известны три изотопа водорода (1Н - протий, 2Н - дейтерий Д, 3Н - тритий Т), и три изотопа кислорода (16О, 17О, 18О). Различные сочетания указанных изотопов могут образовать 18 различных типов воды. Особое внимание исследователей привлекает т.н. тяжелая вода, состоящая из дейтерия и обычного кислорода - 2Н2160, которая обладает необычностью свойств. Тяжелая вода токсична, живые организмы в ней погибают.
Постоянное взаимодействие воды с горными породами, газами, живым веществом обуславливает многообразие воды в подземной гидросфере. В настоящее время схема подразделения видов воды в горных породах может быть предоставлена в следующем виде:
1. Вода, входящая в состав кристаллической решетки минералов. 2. Вода, физически связанная горными породами. 3. Свободная вода (капиллярная, гравитационная). 4. Вода в твердом состоянии - лед. 5. Вода в состоянии пара.
Для специалистов изучающих горное дело наибольший практический интерес представляет свободная вода. В отличие от других видов она обладает свойствами жидкой воды и способна передвигаться под действием силы тяжести, ее количество в горной породе зависит от размера пор и трещин. Капиллярно поднятая вода, образующая капиллярную кайму, располагается над поверхностью свободных вод. Отличительная особенность гравитационной воды - ее передвижение под влиянием силы тяжести и напорного градиента. Свободная вода передает гидростатическое давление. Различают инфильтрующуюся воду зоны аэрации, просачивающуюся сверху вниз и фильтрующуюся воду зоны полного насыщения - она движется в виде потока по водоносному горизонту (рис.4.1)
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]

Рис. 4.1. Схема взаимодействия зон аэрации и полного насыщения:
1 - зона аэрации; 2 - подзона капиллярного поднятия; 3 - зона полного насыщения;
4 - водоупор; 5 - направление движения воды; 6 -родник
Инфильтрационное питание в значительной степени зависит от интенсивности атмосферных осадков. Для предотвращения обвалов и оползней при открытой разработке выполняют защитные мероприятия по перехвату атмосферных вод. При подземной разработке ливневые дожди и снеготаяние повышают обводненность выработок особенно при их неглубоком заложении.
Вода в горных породах находится под влиянием одновременно и повсеместно действующих сил: сорбционных (молекулярных), капиллярных, гравитационных и др. Однако соотношение их различно на разных участках и в разные моменты времени. Наличие в горных породах той или иной природы действующих сил определяет и их водные свойства: влагоемкость, естественную влажность, водоотдачу, недостаток насыщения и водопроницаемость.
В различных оболочках земной коры встречаются и различные агрегатные состояния воды, обусловленные соответствующими температурами и давлением. Твердая фаза (лед) распространена в районах криолитозоны (многолетней мерзлоты). Жидкая вода наиболее широко распространена в верхней части земной коры. В магме вода находится в растворенном и диссоциированном состоянии (5-7% воды). Практически распределение воды в земной коре в настоящее время изучено до 5-12 км на платформах и 2-3 км в горных складчатых областях. В этих пределах выделяют два этажа: 1. Нижний этаж представляющий собой основание платформ и сложенный плотными метаморфическими породами являющимися водоупором. Здесь подземные воды развиты в ограниченных количествах по зонам тектонических нарушений и в коре выветривания; 2. Верхний этаж - чехол платформ и складчатых сооружений. Для него характерно наличие крупных скоплений подземных вод в виде бассейнов различного типа. По характеру распределения подземных вод выделяют зону аэрации и зону насыщения. Последняя и представляет наибольший практический интерес. Поскольку техногенные загрязнения поступают в водоносные горизонты через зону аэрации, познание процессов и роли последней также актуальны.

4.2. Водоносные горизонты и комплексы

Водоносными называют горные породы, которые содержат свободную воду и способны пропускать ее через свою толщу под действием силы тяжести. К таким породам можно отнести галечники, гравелиты, пески, известняки и др.
К водоупорным (водонепроницаемым) относят такие породы, которые весьма слабо пропускают (фильтруют) или совсем не способны отдавать и пропускать ее в природных условиях; к таким относят глины, тяжелые суглинки, глинистые сланцы, аргиллиты, мергели и др. плотные породы.
Чередование пород в геологическом разрезе позволяет провести их расчленение по литологическим особенностям на водоносные и водоупорные пласты. Наиболее распространенным подразделением (от более мелких к крупным) выделяют: водоносный горизонт, водоносный комплекс, гидрогеологический этаж, гидрогеологический бассейн.
Под водоносным горизонтом принято понимать относительно выдержанную по площади и в разрезе насыщенную свободной гравитационной водой одно или разновозрастную толщу горных пород в гидродинамическом отношении являющуюся единым целым. По условиям залегания и их режиму выделяются водоносные горизонты грунтовых, межпластовых ненапорных и напорных (артезианских) вод (рис.4.2).
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]

Рис. 4.2. Типовые схемы залегания водоносных горизонтов (по П.П.Климентову);
1 - водоносные горизонты (а грунтовые воды, б межпластовые ненапорные, в - артезианские); 2 ~ водоупорные породы; 3 - уровень ненапорных вод; 4 - пьезометрический уровень напорных вод; 5 - направление движения подземных вод; 6 - родник грунтовых вод

Водоносный комплекс представляет собой выдержанную в вертикальном разрезе и имеющую региональное распространение водонасыщенную толщу одно или разновозрастных и разнородных по составу пород, ограниченную сверху и снизу регионально выдержанными водоупорными пластами, почти исключающими или затрудняющими гидравлическую связь со смежными водоносными комплексами (рис.4.З).

[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]

Рис. 4.3. Типовая схема строения водоносного комплекса (по П.П.Климентову):
1 водопроницаемые породы; 2 водоупорные породы; 3-5 - пьезометрические уровни, соответственно, I, II и III горизонтов; 6 - направление движения подземных вод; 7 область питания водоносного комплекса; 8 -родник нисходящий (зона разгрузки)
Под гидрогеологическим этажом понимается совокупность водоносных комплексов, ограниченных только снизу или сверху и снизу мощными регионально выдержанными в пределах водонапорной системы трещинами водоупорных пород.
Гидрогеологический бассейн - совокупность водоносных и относительно водоупорных горизонтов и комплексов выделяемых по общим условиям формирования состава и свойств заключенных в них вод.
В горном деле существует понятие обводненная зона. Под1 ней понимается совокупность водоносных горизонтов или водоносных комплексов вскрытых горными выработками или принимающих другое участие в их обводнении. Ими могут быть не только вскрытые горными выработками, но и вышележащие и нижележащие водоносные горизонты.
Подземные воды классифицируют по происхождению условиям залегания, гидродинамическим показателям и др.
В настоящее время принято выделять три основных типа подземных вод: зона аэрации распространенная от земной поверхности до уровня грунтовых вод (первого в разрезе водоносного горизонта). Мощность ее зависит от различных факторов и изменяется от долей метра до 100 м и более. В состав зоны аэрации входят почвенные, капиллярные воды и верховодка (последняя залегает в зоне аэрации на линзах водоупорных пород).
Грунтовые воды залегают на сравнительно небольшой глубине на первом от поверхности водоупорном слое, обычно они безнапорные. Поверхность грунтовых вод называется зеркалом. Артезианские воды - напорные, распространены на значительной площади между водонепроницаемыми породами кровли и подошвы. В артезианских структурах различают чехол, в котором расположены пластовые скопления подземных вод и складчатый фундамент, содержащий трещинно-жильные скопления подземных вод.
По данным замеров уровня грунтовых вод в скважинах, шурфах, колодцах, источниках и др. можно составить карту поверхности (зеркала) грунтовых вод. С этой целью все выработки, где замерялись уровни воды наносят на топографическую карту, уровни пересчитывают на абсолютные отметки и по ним на карте проводят горизонтали, которые принято называть гидроизогипсами. По такой карте можно определить - направление течения и уклон потока, глубину залегания и мощность грунтового потока в любой точке или на любом участке, соотношение поверхностей грунтовых вод и рельефа, характер взаимосвязи грунтовых и поверхностных вод (рек и озера, водохранилища и т.д.).
Уровень напорных вод называется пьезометрическим. Последний всегда располагается выше кровли водоносного горизонта. Превышение пьезометрического уровня над кровлей называется напором. Характер пьезометрической поверхности того или иного напорного водоносного горизонта на картах изображается гидроизопьезами. Карта гидроизопьез как и гидроизогипс сопровождается гидрогеологическими разрезами, на которых показывают стратиграфические границы, литологические особенности пород в виде колонок, водоупорные толщи, напоры, абсолютные отметки. По карте гидроизопьез можно установить направление движения артезианского потока, пьезометрический уклон, мощность водоносного горизонта, участки фонтанирования воды и др.
4.3. Состав и свойства подземных вод

Подземные воды представляют собой сложные естественные растворы, находящиеся в многообразных связях и взаимодействии с окружающей средой.
К физическим свойствам подземных вод относятся - температура, прозрачность, цвет, запах, вкус, плотность, сжимаемость, вязкость, электропроводность и радиоактивность.
Температура подземных вод изменяется в широких пределах. В высокогорных районах и в области вечной мерзлоты она низкая. Здесь иногда высокоминерализованные воды имеют отрицательную температуру (-50°С и ниже). В районах молодой вулканической деятельности, в местах выхода гейзеров (Камчатка) она иногда превышает 100°С. Нередко горячие, т.н. термальные воды (температура более 37°С) используются в практических целях (бальнеология, теплофикация, энергетика). Прозрачность зависит от содержания мехпримесей, коллоидов и органических веществ. Цвет также зависит от имеющихся в воде механических и органических примесей. Вкус воде придают минеральные вещества, газы и др. примеси. Запаха вода как правило не имеет. Лишь при наличии сероводорода вода имеет запах тухлых яиц. Плотность воды характеризует минерализацию (см. ниже). Сжимаемость показывает изменение объема воды под действием давления. Коэффициент сжимаемости для подземных вод изменяется в пределах: Р = (2,7-5,0)10' Па (В.Н.Щелкачев). Вязкость характеризует внутреннее сопротивление частиц жидкости ее движению. Различают динамическую и кинематическую вязкости. Например, динамическая вязкость дистиллировонной воды при атмосферном давлении и комнатной температуре равна 0,001 Пас. Коэффициент кинематической вязкости v связан с динамической зависимостью:

13 EMBED Equation.3 1415

где
· - динамическая вязкость, Па с;

· - плотность жидкости, кг/мЗ. Единица кинематической вязкости, равная 10-4 м2/с называется стоксом.
Электропроводность подземных вод обусловлена тем, что они являются растворами электролитов, а радиоактивность вызвана наличием в них урана, радия, радона (газообразная эманация радия).
Изменение состава подземных вод происходит в результате смешения вод различного состава, испарения и др. К числу основных природных условий, обуславливающих формирование состава вод следует отнести: климат, характер почвенного слоя, состав горных пород, деятельность живых организмов. Кроме того, имеет значение условия питания подземных вод и интенсивности водообмена.
Природную геохимическую обстановку, влияющую на формирование химического состава определяют геологические условия. Г.Н.Каменским выделены следующие генетические циклы подземных вод - инфильтрационный (континентальный), морской (осадочный), метаморфический и магматический. К числу основных процессов влияющих на формирование химического состава подземных вод относятся конвективный перенос, диффузия, гидролиз, растворение и выщелачивание, кристаллизация (выпадение осадка), сорбция, ионный обмен, окислительно-восстановительные реакции и др.
В природных водах присутствует более 80 из известных 105 химических элементов. Макрокомпоненты составляют основу солености воды, которая оценивается общей минерализацией - суммой ведущих солей, растворенных в воде. По величине общей минерализации подземные воды делятся на пресные, солоноватые, соленые и рассолы. Другой важный параметр - жесткость, которая обусловлена суммой ионов кальция и магния (мг-экв/л воды). Различают общую, обусловленную общим содержанием в воде ионов кальция и магния, устранимую, или временную, зависящую от той части названных ионов, которая выпадает в осадок при кипячении, и постоянную, обусловленную той частью ионов кальция и магния, которая остается в растворе после кипячения. По степени общей жесткости пресные воды подразделяются на очень мягкие (до 1,5 мг-экв/л); мягкие (1,5-3,0), умеренно жесткие (3,0-6.0); жесткие (6,0-9,0) и очень жесткие (> 9,0 мг-экв/л).
Важной характеристикой состояния подземных вод являются их кислотно-щелочные условия, определяемые величиной водородного показателя pH, выражающей отрицательный логарифм активности иона водорода в воде. По величине pH воды делятся на сильно кислые (pH < 3,0); кислые (3,0-5,0); слабо кислые (5,0-6,5); нейтральные (6,5-7,5); слабо щелочные (7,5-8,5); щелочные (8,5-10,0) и сильно щелочные (> 10).
Микрокомпоненты включают элементы или соединения в количестве не менее 10, редко 100 мг/л. Содержание ультрамикрокомпонентов (Rb, Au, Hg) редко превышает 0,1 мг/л. К микрокомпонентам относятся элементы (Li, В, F, Ti, V, Cr, Mn, Со, Ni, Си, Zn, Ва и др.). Микрокомпоненты не определяют химический тип воды, но влияют на особенности их состава. Химическая типизация и классификация подземных вод производится по макрокомпонентам.
О.А.Алекин разделяет подземные воды в зависимости от преобладающих ионов и соотношения между главными ионами на классы, группы и типы. По преобладающему аниону выделены классы - гидрокарбонатные,- сульфатные и хлоридные. По преобладающему катиону установлено четыре типа вод (маломинерализованные, мало и среднеминерализованные, сильноминерализованные и кислые).
Для выявления химического состава выполняют химические анализы подземных вод (полевые, сокращенные, полные и специальные). Выбор типа анализа определяется целевым назначением и требуемой точность определения искомого компонента. Результаты анализов удобно изображать в виде предложенного Н.И.Толстихиным графика-квадрата, позволяющего выделить различные типы подземных вод. В практике для обозначения типов воды широко используется формула М.Г.Курлова, в которой анионы (числитель) и катионы (знаменатель) выражают в процентах в убывающем порядке (кроме тех, содержание которых меньше 10).
Оценка качества воды для питьевых целей производится по ГОСТ-2874- 82, в котором указаны ПДК тех или иных компонентов в воде (сухой остаток - 1000 мг/л, сульфаты - 500 мг/л, железо - 0,3 мг/л и т.д.).
Кроме того ГОСТ 2874-82 на питьевую воду предусматривает ПДК по бактериологическим требованиям, так общее количество бактерий в 1 смЗ воды не должно превышать 100, коли-титр - 300 (количество воды в смЗ на одну кишечную палочку).
Оценка агрессивных свойств воды выполняется с целью предотвращения разрушающего действия воды на бетон (углекислая агрессия, агрессивность выщелачивания, общекислотная и магнезиальная агрессия).
Значение химического состава подземных вод месторождений полезных ископаемых и рудничных (шахтных) вод важно для изучения влияния подземных вод на формирование различных руд и др. полезных ископаемых, а также на предмет возможности практического использования этих вод при разработке месторождений.

4.4. Законы фильтрации

Законы движения подземных вод составляют предмет особой научной дисциплины - динамики подземных вод, которая в свою очередь является частью подземной гидравлики, изучающей общие законы движения жидких и газообразных тел. Известно, что основная часть воды в земной коре перемещается в связанном состоянии вместе с частицами горных пород внутри кристаллической решетки или на ее поверхности в виде целых молекул воды. Е.В.Пиннекер и С.Л. Шварцев движение воды вместе с горной породой называют геологическим движением воды, которое наряду с фильтрацией играет важную роль в геологической истории Земли. Таким образом, необходимо различать движение воды как самостоятельного физического тела, затем как тела физически или химически связанного с горными породами и в третьих как геологического тела.
Свободная вода, если она не связана силами с горными породами, ведет себя как самостоятельное физическое тело, подчиняясь законам гравитационного, теплового и геофизического поля. Движение жидкой воды происходит в результате передачи гидростатического давления от участков более высокого напора к участкам его более низких значений. В этой связи свободная вода находится под влиянием только гидростатического давления, т.е. веса вышележащего столба воды:

13 EMBED Equation.3 1415

где
·в - плотность воды; Н - глубина залегания измеряемой точки от уровня первого от поверхности земли водоносного горизонта.
Исследования, проведенные в нефтегазоносных районах, где были пробурены глубокие скважины показали, что пластовые давления в водоносных горизонтах нередко выше расчетных гидростатических в 1,3-1,6 раза. Такое давление, обусловленное плотностью горных пород, назвали литостатическим, что оказало влияние на разработку новых схем гидродинамической зональности земных недр и типов гидродинамического режима: инфильтрационного типа, эллизионного типа (выжимающего воду из пород за счет их уплотнения) и глубинного типа (под действием геостатического и тектонического давлений).
В настоящее время наиболее существенным является инфильтрационный тип режима, в пределах которого движение подземных вод (безнапорных и напорных) происходит вследствие разности напоров в зоне современной инфильтрации и зоне разгрузки.
Движение жидкостей и газов (подземных флюидов) в породах и трещинах горных пород обусловленное наличием перепадов напоров называется фильтрацией. Основными гидродинамическими элементами фильтрационного потока являются: пьезометрический напор, напорный градиент, линии тока и линии равных напоров. Для простоты расчетов реальный поток жидкости, движущейся только через поровое пространство, заменяется фиктивным потоком занимающим весь водоносный пласт, включая не только поровое пространство, но и скелет породы.
По определению русского ученого Д.Бернулли величина напора выражается уравнением:
13 EMBED Equation.3 1415

где Р - гидростатическое давление в исследуемой точке потока;
·- объемная масса воды; Z - высота исследуемой точки потока над выбранной плоскостью сравнения напоров; V /2g - скоростной напор, который в потоке весьма мал и обычно приравнивается нулю. В этом случае
13 EMBED Equation.3 1415
Правая часть уравнения известна под названием пьезометрического напора, а отношение Р/
· = hp как пьезометрическая высота. В случае безнапорного потока пьезометрическая высота равна глубине погружения точки выбранной для замера от зеркала грунтовых вод, а в случае напорных вод - глубине погружения точки от пьезометрической поверхности этих вод (рис. 4.4.). При горизонтальном залегании подошвы водоупора пьезометрический напор Н равняется мощности потока h.
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]

Рис. 4.4. Графическое изображение пьезометрической высоты в скважине для безнапорных (а) и напорных (б) вод:
1 - зеркало грунтовых вод; 2 - водоупор; 3 - пьезометрическая поверхность
При движении воды через поровое пространство часть напора теряется на трение, что создает уклон поверхности подземных вод в сторону их движения. У вод со свободной поверхностью в разрезе образуется кривая депрессий, а у напорных вод - пьезометрическая кривая. Средний уклон 1ср кривой депрессии подземных вод равен
13 EMBED Equation.3 1415
где Н1 и Н2 - напоры воды в любых двух сечениях; х - расстояние между этими сечениями.
Для потоков подземных вод характерно преобладание протяженности фильтрационного поля в плане над его мощностью при преимущественно горизонтальном направлении движения, что не исключает наличия, например, вертикального движения потоков. В зависимости от характера траектории движения воды различают одномерные (прямые линии), двухмерные (криволинейные) и трехмерные (пространственные кривые) потоки. Структуру потока представляет гидродинамическая сетка, которую образуют линии равных напоров и линии токов (рис. 4.5.).
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]




Рис. 4.5. Гидродинамическая сетка движения подземных вод под плотиной;
H1 и Н2 - напор воды соответственно в верхнем и нижнем бьефе; Н - разность напоров воды Р в нижнем и верхнем бьефе; б - половина ширины флютбета плотины; N1, N2, N3, N4 - эквипотенциали; S1, S2, S3, S4 - линии тока с указанием направления движения воды

В зависимости от поведения линий тока различают установившееся и неустановившееся движение. При установившемся движении параметры потока - мощность, напорный градиент и расход - не изменяются во времени, при неустановившемся эти параметры быстро изменяются и по величине и по направлению. Соответственно гидродинамическая сетка в условиях установившегося движения будет постоянной во времени, в условиях неустановив- шегося - переменной.
В общем случае движение подземных вод - неустановившееся. Однако, при решении практических задач изменениями характеристик потока, если они незначительны, можно пренебречь. Считают, что на рассматриваемый расчетный момент времени в пределах определенной зоны устанавливается так называемый квазистационарный режим. Для этой зоны справедливы зависимости, применяющиеся при стационарном (установившемся) режиме.
Потоки подземных вод имеют естественные границы. Нижней границей является водоупорное основание (горизонтальное или наклонное). Верхней границей потока является свободная поверхность воды (для безнапорных вод) или кровля водоупорного слоя (для напорных вод). Боковыми границами потока являются зоны его дренажа и питания. Ими могут быть реки, овраги, болота, озера. Если границы находятся на большом удалении от изучаемого участка, то поток рассматривается как неограниченный. Уравнения, описывающие фильтрационные процессы, их выбор для решения задач зависит от взаимного расположения и конфигурации границ водоносных пластов, а также условий на этих границах. Кроме того, должны быть известны т.н. начальные условия, т.е. распределение напоров (уровней) по области фильтрации. Простейшее условие на границе области фильтрации - постоянный напор, который характерен обеспеченным питанием водоносных горизонтов (граница первого рода). Чаще всего такие контуры представляют собой внешние границы дренируемых пластов. Горные и дренажные выработки могут обеспечивать постоянный напор и на внутренних границах дренажа. На непроницаемых контурах обычно задается нулевая скорость фильтрации, т.е. нулевой расход потока (граница второго рода). Такие границы могут быть при выклинивании водоносных горизонтов. На границах питания, дренажа или площади развития водоносных пластов может возникать перетекание через слабопроницаемые породы (граница третьего рода). В качестве примера можно привести условие, при котором в дренируемый пласт перетекает поток из водотока через слабопроницаемые породы или разгрузка водоносного горизонта при дренировании его горной выработкой отделенной слабопроницаемым экраном. Интенсивность такого перетока зависит от фильтрационных свойств экрана и перепада напоров на нем. Кроме приведенных трех разновидностей граничных условий выделяют условия четвертого рода, которые фиксируются на разделе зон характеризующихся различными фильтрационными свойствами.
Отражение общих закономерностей фильтрации в совокупности с начальными и граничными условиями при решении уравнений движения потоков реализуется в определенной гидродинамической схеме.
В 1856 на основе опытов фильтрации воды через различные пористые среды, французский исследователь Анри Дарси установил закон движения подземных вод. Этот закон, получивший его имя, описывается уравнением

Q = KIF

где К - коэффициент пропорциональности, зависящий от физических свойств породы и фильтрующейся жидкости;
F - площадь поперечного сечения породы.
Разделив обе части уравнения на F, получим

V = KI

Уравнение выражает закон Дарси, отражающий линейную зависимость между скоростью фильтрации и напорным градиентом. Коэффициент К получил название коэффициента фильтрации, который при гидравлическом градиенте равном единице, представляет собой скорость фильтрации. Размерность коэффициента фильтрации та же, что и скорость фильтрации, т.е. см/с, м/ч или м/сут.
Для того, чтобы получить действительную скорость движения воды необходимо скорость фильтрации V разделить на эффективную пористость породы п:
13 EMBED Equation.3 1415

Закон Дарси применим для движения воды в любом направлении и характеризует ламинарное движение воды в горных породах. В практике исследований зафиксированы отклонения от закона Дарси, происходящие при больших скоростях движения подземных вод. При скоростях, характеризующихся критическими значениями числа Рейнольдса (2300), движение воды приобретает турбулентный (вихревой) характер. Однако, практически в водоносных горизонтах отклонений от закона Дарси не наблюдается. Переход от ламинарного движения к турбулентному сопровождается отклонением от линейного закона фильтрации. Наряду с фильтрацией воды в горных породах имеет место ее конвекция - тепло- и массоперенос движущимися потоками вещества. Благодаря конвекции происходит перемещение тепла и растворенного вещества в горных породах. Кроме конвекции, перенос вещества происходит вследствие т.н. молекулярной диффузии, ощутимое значение которой сказывается, если фильтрационный поток пренебрежимо мал по сравнению с диффузионным.
Для характеристики фильтрационных свойств горных пород наряду с коэффициентом фильтрации используется коэффициент водопроводимости Т, равный произведению коэффициента фильтрации на мощность водоносного горизонта.
К фильтрационным свойствам горных пород также относятся коэффициент уровнепроводности (для безнапорных вод) и коэффициент пьезопро- водности (для напорных вод), имеющие размерность м /сут. Они характеризуют скорость перераспределения уровней воды или напоров в водоносном горизонте при возмущении в последнем.
К емкостным свойствам водоносного горизонта относят, помимо пористости, безразмерные коэффициенты гравитационной (безнапорные воды) и упругой (напорные воды) водоотдачи, а также коэффициент, учитывающий недостаток насыщения горных пород.
Коэффициент гравитационной водоотдачи (ц.) представляет собой отношение объема свободно вытекающей под действием гравитации воды к объему осушенной породы и численно равен коэффициенту недостатка насыщения. Обычно он равен 0,1-0,3 для песков и 0,01-0,1 для суглинков. Величина упругой водоотдачи - количество воды, высвобождающейся с единицы площади при снижении напора на 1 м. Наличие упругих сил в водоносном пласте вызывает некоторое запаздывание реакции напора (неустановившийся режим).
Параметры водоносных горизонтов (коэффициентов фильтрации, водопроводимости, уровнепроводности, пьезопроводности, гравитационной и упругой водоотдачи и др.) могут быть получены лабораторным методом, по данным режимных наблюдений и опытным путем. Опытные работы представляют собой различные виды откачек (пробные, опытные, опытно-эксплуатационные и др.), наблюдения за режимом водоотлива и соответствующим положением уровней воды в горных выработках. Расчеты параметров по данным опытных работ и режимных наблюдений выполняются, как правило, аналитическими, графоаналитическими и другими методами, а также с использованием ЭВМ.
Для оценки водопритоков к горным выработкам и дренажным сооружениям используют следующие методы: гидрогеологических аналогий, водного баланса и гидродинамический (аналитический, математического моделирования). Кроме того может быть использован гидравлический метод оценки.
Метод гидрогеологической аналогии основан на использовании параметров осушения уже разрабатываемого участка. Он, как правило, применяется для оценки водопритоков проектируемого горного предприятия. Оценка водопритоков методом водного баланса производится с помощью приходных и расходных элементов ресурсов подземных вод (осадки, инфильтрация, испарение, модуль стока, расход поверхностных водотоков и др.). Метод применяется, как правило, в сочетании с аналитическим и самостоятельно используется редко. Наиболее распространенным является гидродинамический метод с использованием уравнений динамики подземных вод.
При постоянном дебите выработки (скважины) для расчетов понижений в любой точке напорного неограниченного пласта при неустановившемся режиме фильтрации используют формулу:

13 EMBED Equation.3 1415

где S - понижение уровня в выработке, м;
Q - водоприток, м /сут;
k - коэффициент фильтрации, м/сут;
m - мощность напорного потока, м;

13 EMBED Equation.3 1415 - интегральная экспоненциальная функция, определяемая по табличным данным;
r - радиус выработкам;
а - коэффициент пьезопроводности, м2/сут;
t - расчетный момент времени, сут.

При длительной эксплуатации выработок наблюдается т.н. квазистационарный режим фильтрации и интегральная экспоненциальная функция в определенной зоне (при r2 /4at
· 0,1) может быть заменена на логарифмическую:
13 EMBED Equation.3 1415

Формула подобна известной для установившегося притока к скважине формуле Дюпюи,
13 EMBED Equation.3 1415

а величину 13 EMBED Equation.3 1415 нередко называют неустановившимся радиусом влияния выработки (скважины). При этом зона квазистационарного режима формируется в радиусе r < 13 EMBED Equation.3 1415.
Приведенные выше уравнения действительны для напорных вод. В случае фильтрационных расчетов для безнапорных условий в формулах следует заменить величину m на (2H+h0)/3 (где Н - мощность безнапорного водоносного горизонта, м; h0 - остаточная мощность водоносного горизонта, м).
Уравнения позволяют решать фильтрационные задачи для одиночных выработок (скважин) в неограниченных условиях. Для расчета понижений при работе нескольких взаимодействующих скважин (или при работе с переменным дебитом) и в ограниченных условиях используют принцип сложения течений (суперпозиции) и метод зеркальных отражений.
Принцип сложения течений заключается в том, что воздействие не скольких взаимодействующих скважин на фильтрационное поле может быть оценено простым суммированием реакций от каждой скважины в отдельности. Так, суммарное понижение уровня в водоносном горизонте от нескольких взаимодействующих водопонижаюших скважин в какой-либо расчетной точке (r) неограниченного пласта можно оценить по формуле:
13 EMBED Equation.3 1415

где ri - расстояние от скважины i до расчетной точки r;
Q - дебит скважины, n - число скважин.
Принцип зеркальных отражений позволяет ограниченные и полуогра- ниченные фильтрационные поля привести к неограниченным условиям и решить поставленную задачу, использовав принцип суперпозиции. Например, скважина расположена в пласте, ограниченном прямолинейной границей с постоянным напором (граница I рода). В этом случае реальную скважину отражают от границы, получая фиктивный неограниченный пласт. Затем методом суперпозиции решают задачу для двух симметрично расположенных скважин с дебитами, имеющими противоположные знаки. Если граница непроницаемая (граница II рода), то у реальной и фиктивной скважин стоки имеют одинаковый знак.
Используя уравнения и принципы суперпозиции (наложение течений) и зеркальных отражений можно решать фильтрационные задачи в любых ограниченных фильтрационных полях, каждый раз приводя реальную схему к фиктивным неограниченным условиям.

4.5. Виды вод нефтяных и газовых месторождений

С позиций промысловой геологии воды нефтяных и газовых месторождений делятся на собственные, чуждые и техногенные (искусственно введенные в пласт).
К собственным относятся остаточные и пластовые напорные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте).
Собственные пластовые воды один из основных природных видов вод месторождений УВ. Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные.
Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности залежи.
Подошвенной называется вода, залегающая под ВНК (ГВК).
К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов.
К чужим (посторонним) относятся воды верхние и нижние, грунтовые, тектонические.
Верхними называются воды водоносных горизонтов (пластов), залегающих выше данного нефтегазоносного, а нижними воды всех горизонтов (пластов), залегающих ниже его.
К грунтовой относится гравитационная вода первого от поверхности земли постоянного горизонта (расположенного на первом водоупорном слое), имеющая свободную поверхность.
Тектоническими называют воды, циркулирующие в зонах нефтегазоносности по дизъюнктивным нарушениям. Эти воды могут проникать в нефтегазоносные пласты и вызывать обводнение скважин при разработке залежей.
Искусственно введенными, или техногенными, называют воды, закачанные в пласт для поддержания пластового давления, а также попавшие при бурении скважин (фильтрат промывочной жидкости) или при ремонтных работах.
Основную массу природных вод нефтяных и газовых месторождений составляют более или менее минерализованные воды.
Состав и свойства пластовых вод имеют большое значение для разработки залежей нефти и газа и их добычи, так как от них зависит течение многих процессов в дренируемом пласте. Поэтому их значение позволяет намечать более эффективные мероприятия по контролю и регулированию разработки и эксплуатации скважин и промысловых систем. Все это заставляет уделять большое внимание вопросам состава и физических свойств подземных вод.
Химическая классификация подземных вод. Под химическим составом воды понимают состав растворенных в ней химических веществ. Существует ряд химических классификаций подземных вод (С.А. Щукарева, О.А. Алекина, Ч.Пальмера, В.И. Вернадского и др.). Среди нефтяников общее признание получила классификация В.А. Сулина. Она основана на генетическом принципе, согласно которому формирование химического состава вод происходит в определенных природных условиях (континентальных, морских, глубинных) и вследствие процессов взаимодействия вод с породами или вод различного генезиса между собой. При этом происходит их обогащение специфическими компонентами.
В основу классификации положены три основных коэффициента, в %-экв/л: rNa/rCI, (rNa - rCl)/rSO4, (rCL - rNa)/rMg. Буква перед химическим символом иона означает, что содержание данного иона выражено в эквивалентной форме.
Пользуясь этими коэффициентами, выделяют четыре генетических типа вод (табл. 4).
Таблица 4
Классификация подземных вод по В.А. Сулину



Тип вод
rNa/rCl
rNa-rCl
rCl - rNa




rSO4
rMg

I
сульфатно-натриевый
>1
<1
-

II
гидрокарбонатно-натриевый
>1
>1
-

III
хлоридно-кальциевый
<1
-
>1

IV
хлоридно-магниевый
<1
-
<1


При небольших отклонениях коэффициентов от единицы, т.е. в зонах перехода от одного типа к другому, воды следует относить к переходным типам.
Каждый тип вод по преобладающему аниону делится на три группы хлоридную, сульфатную и гидрокарбонатную. По преобладающему катиону группы делятся на подгруппы натриевую, магниевую и кальциевую. Подгруппу следует выделять лишь в том случае, если преобладающий катион соединяется с преобладающим анионом, а не с другими.
Физические свойства пластовых вод. Минерализацией воды называется суммарное содержание в воде растворенных солей, ионов и коллоидов, выражаемое в г/100 или в г/л раствора. Минерализация вод нефтяных и газовых месторождений меняется в очень широких пределах от менее 1г/л (пресные воды) до 400 г/л и более (крепкие рассолы). Она определяется наличием шести главных ионов (С1- , SO42- , НСО3-, Na+, Са2+, Мg2+).
Значительно распространены в водах также карбонат-ион (СО32- ), ионы калия (К+) и железа (Fe2+ и Fe3+). Остальные элементы встречаются в ничтожных количествах (микрокомпоненты).
Минерализация и химический состав вод определяют их физические свойства (плотность, вязкость, поверхностное натяжение, электропроводность и др.).
Для нефтегазопромысловой геологии существенно то, что минерализованные воды имеют повышенную отмывающую способность нефтяных пластов-коллекторов. Их использование при заводнении залежей способствует повышению коэффициента вытеснения нефти, а следовательно, и конечного коэффициента извлечения нефти. В то же время высокая минерализация пластовых вод в определенных условиях может приводить к выпадению солей на забое добывающих скважин и в прискважинной зоне пласта, что ухудшает условия эксплуатации пласта в районе таких скважин.
Газосодержание пластовой воды не превышает 1,5 2,0м3/м3, обычно оно равно 0,20,5м3/м3. В составе водорастворенного газа преобладает метан, затем следует азот, углекислый газ, гомологи метана, гелий и аргон.
Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. При увеличении минерализации воды их растворимость уменьшается.
Сжимаемость воды обратимое изменение объема воды, находящейся в пластовых условиях, при изменении давления. Значение коэффициента сжимаемости колеблется в пределах (3(5)10-4МПа-1. Сжимаемость воды, содержащей растворенный газ, увеличивается; сжимаемость минерализованной воды уменьшается с увеличением концентрации солей. Это свойство играет существенную роль при формировании режимов залежей.
Объемный коэффициент пластовой воды нефтяных и газовых месторождений b зависит от минерализации, химического состава, газосодержания, пластовых давления и температуры и колеблется от 0,8 до 1,2. Наиболее влияют на его величину пластовая температура и минерализация.
Плотность пластовой воды зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры. В большинстве случаев она меньше плотности в поверхностных условиях (не более чем на 20%), поскольку пластовая температура выше стандартной. Однако в условиях пониженных пластовых температур, например, в зоне развития многолетнемерзлых пород, плотность воды может быть равной плотности воды в поверхностных условиях или даже больше ее.
Вязкость пластовой воды зависит в первую очередь, от температуры, а также от минерализации и химического состава. Газосодержание и давление оказывают меньшее влияние. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2 1,5 мПа(с.
Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство ее противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического состава и при соответствующей химической обработке воды может быть значительно снижено. Это имеет существенное значение для разработки нефтяных залежей с заводнением уменьшение поверхностного натяжения повышает ее вымывающую способность, что способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти водой.
Электропроводность воды зависит от ее минерализации. Пресные воды плохо проводят или почти не проводят электрический ток. Минерализованные воды относятся к хорошим проводникам. Мерой электропроводности служит удельное электрическое сопротивление, за единицу измерения которого принят 1 Ом(м. Знание удельного сопротивления подземных вод необходимо для интерпретации материалов электрометрии скважин.
Все рассмотренные физические свойства подземных вод наиболее надежно определяются по глубинным пробам, отбор которых осуществляется специальными глубинными герметичными пробоотборниками. При отсутствии таких определений эти свойства могут быть с меньшей точностью установлены по специальным графикам, приведенным в монографиях по физике пласта или в справочниках.
Техногенные воды по своим свойствам обычно отличаются по минерализации от пластовых. Они менее минерализованы. Исходя из экологических соображений, там, где это возможно, для нагнетания в пласт используют воду, попутно добываемую вместе с нефтью, в полном ее виде или в смеси с поверхностной водой. В результате в состав попутной воды могут входить пластовая и ранее закачанная вода.

ЧАСТЬ 5. ОСНОВЫ ИНЖЕНЕРНОЙ ГЕОЛОГИИ

Инженерная геология «отрасль геологии, которая трактует вопросы приложения геологии к инженерному делу». Такое определение было дано одним из крупнейших ученых в области инженерной геологии академиком Ф. П. Саваренским в 1937 г. Основными задачами инженерной геологии он считал «изучение геологических процессов и физико-технических свойств горных пород, определяющих условия возведения сооружений и направлений инженерно-геологических мероприятий по обеспечению устойчивости земляных масс».
Развивая идеи Ф. П. Саваренского, профессор И. В. Попов (1951) определил инженерную геологию в теоретическом отношении как «отрасль геологии, изучающую динамику верхних горизонтов земной коры в связи с инженерной деятельностью человека».
В современных условиях в период все возрастающего антропогенного воздействия на природную среду и резкого обострения экологической ситуации инженерная геология, согласно определению академика Е. М. Сергеева (1979), становится наукой о геологической среде, ее рациональном использовании и охране.

5.1. Грунтоведение
Грунтоведение один из основных разделов инженерной геологии, который изучает состав, строение и свойства грунтов, закономерности их формирования и изменения в процессе инженерно-строительной деятельности человека.
По Е.М. Сергееву (1988), под грунтами следует понимать любые горные породы, почвы и техногенные образования, которые залегают в верхней части земной коры, представляют собой многокомпонентную динамичную систему и используются в качестве основания зданий и инженерных сооружений, материала для сооружений (насыпей, плотин и др.) или среды для размещения подземных сооружений (тоннелей, трубопроводов и др.).
Грунты это горные породы, почвы и техногенные образования, вовлеченные в строительство. Изучение их как объектов инженерно-строительной деятельности человека и составляет предмет грунтоведения. Важнейшее значение при этом имеет изучение состава и свойств грунтов, так как именно данные о них в первую очередь необходимы для расчетов, связанных с проектированием любых сооружений и разработкой систем инженерной защиты территории и строительных объектов.
Грунтоведение в нашей стране всегда считалось наукой геологического цикла, так как изначально базировалось на генетическом подходе к грунтам, который учитывает их происхождение (генезис) и условия формирования. Основной тезис генетического грунтоведения гласит, что свойства грунтов определяются их составом и структурой, формируются в процессе генезиса и изменяются под влиянием постгенетических процессов.
Подразделение грунтов (горных пород) на три основных генетических типа: магматические, осадочные и метаморфические, является первым шагом к созданию их классификаций на генетической основе. Более дробное подразделение грунтов, необходимое как с инженерно-геологических, так и со строительных позиций, осуществлено в виде классификации грунтов по ГОСТу 2510095, содержание которой будет рассмотрено ниже.
Наиболее полные и достоверные данные при изучении грунтов могут быть получены лишь при сочетании лабораторных и полевых методов исследования. В лабораториях на отдельных образцах можно изучать «микромир» грунтов, т. е. взаимосвязь между его отдельными микрокомпонентами, в полевых условиях свойства уже самих массивов грунта.
По современным представлениям, основной задачей грунтоведения является изучение горных пород, почв и техногенных образований как грунтов от микроуровня до массива с целью рационального освоения геологической среды и решения разнообразных инженерно-строительных задач.

Состав и строение грунтов
Грунт как многокомпонентная динамичная система
В общепринятом определении понятия «грунт» заложено понимание его как многокомпонентной динамичной системы. В соответствии с этим определением в грунтах можно выделить четыре компоненты (фазы):
твердую минеральная часть грунта, твердое органическое вещество;
жидкую вода, заполняющая промежутки между твердыми минеральными частицами;
газовую газы в пустотах грунта;
биотическую (живую) микроорганизмы и другие живые организмы.
Суммарный объем многокомпонентной системы грунта (Vtot) складывается из объемов: твердой минеральной части (Vsk), жидкого компонента (Vw), газовой фазы (Va) и биотической (живой) составляющей (Vb):

Vtot = Vsk + Vw + Va + Vb:

3
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]
В зависимости от соотношения в грунтах различных компонент различают четырех-, трех-, двух- и однокомпонентные системы (рис. 5.1, по Е.Г. Чаповскому).

Рис. 5.1. Схема составных частей грунта: а абсолютно сухая порода (однокомпонентная система); б и в трехкомпонентные системы; г двухкомпонентная система; 1 зерна породы (скелет); 2 воздух; 3 пленка связанной воды; 4 защемленные пузырьки воздуха; 5 вода

Почва, например, представляет собой четырехкомпонентную систему (минеральные частицы + вода + газы + гумус), глинистый грунт трехкомпонентную (минеральные частицы + вода + газы), полностью водонасыщенный грунт двухкомпонентную (минеральные частицы + вода). В природных условиях однокомпонентные системы практически отсутствуют, так как даже в таких грунтах, как гранит, песчаник и др., благодаря наличию микропор и волосных трещин, может содержаться воздух либо вода.
Соотношение твердой, жидкой, газовой и биотической компонент имеет важнейшее значение, так как во многом определяет состав, состояние и свойства грунтов. Следует учитывать, что на эти параметры влияет не только относительное содержание отдельных компонент грунта, но и характер взаимодействия между ними. Он может иметь как химическую природу (окисление, растворение и др.), так и физико-химическую (ионный обмен, образование двойного электрического слоя и др.).
Важно подчеркнуть также, что грунт не только многокомпонентная система со сложным взаимодействием между отдельными его составляющими элементами, но и весьма динамичная система. Грунт - это не застывшая система. Под влиянием природных и техногенных факторов его состав, строение и свойства могут существенно изменяться во времени. Это важнейшее положение необходимо учитывать при оценке поведения грунтов как при строительстве, так и в период эксплуатации объектов.

Твердая компонента грунта. Минеральный, химический и гранулометрический состав
Для характеристики твердой компоненты грунта определяют его минеральный, химический и гранулометрический состав.
Минеральный (или минералогический) состав грунтов. Твердая компонента грунтов состоит из первичных и вторичных минералов (частиц). Первичные, или породообразующие, минералы (кварц, слюды, полевые шпаты и др.) образуют скелет грунта. Вторичные (глинистые минералы, оксиды и гидроксиды железа и алюминия и др.) минералы, образовавшиеся в результате различных физико-химических процессов, выполняют роль цементирующего вещества. Они оказывают огромное влияние на инженерно-геологические свойства глинистых грунтов. Особенно это относится к глинистым минералам (гидрослюда, каолинит, монтмориллонит и др.), которые отличаются исключительно высокой дисперсностью (размер частиц менее 1 мкм) и гидрофильностью (особенно минералы типа монтмориллонита).
К группе вторичных минералов относятся и простые минералы соли, растворимые в воде. Среди них выделяют: легкорастворимые галит, мирабилит, бишофит и др.; среднерастворимые гипс, ангидрит и труднорастворимые кальцит, доломит, магнезит и др.
Для инженерно-геологических Целей важной является также классификация минералов по их устойчивости к разрушительным процессам выветривания. К весьма устойчивым относят кварц, циркон, магнетит и др.; к среднеустойчивым полевые шпаты, слюды, хлорит, пироксены и др.; к слабоустойчивым гипс, галит, ангидрит, лимонит и другие минералы.
В некоторых грунтах, преимущественно глинистых, как в рассеянном виде, так и в форме концентрированных скоплений (торф и др.) могут содержаться органическое вещество и органоминеральные комплексы.
Твердая компонента грунта может быть представлена и льдом в виде мелких кристаллов, равномерно распределенных в грунте, или более или менее крупных линз (прослоев) (многолетнемерзлые грунты).
Химический состав грунтов может быть определен с помощью /валового (общего) химического анализа, который показывает содержание в грунте различных оксидов: Si02, А1203, Fe203, CaO, MgO, Na20, К2О и др. В инженерно-геологических целях этот вид анализа применяется сравнительно редко (диагностика состава глинистых минералов и др.). Значительно чаще для характеристики химического состава засоленных грунтов используют водные вытяжки (для легкорастворимых солей) и солянокислые (для средне- и труднорастворимых солей). Эти анализы важны, так как присутствие в грунте, например, легкорастворимых солей оказывает значительное влияние на их свойства.
Гранулометрический (зерновой, механический) состав показывает содержание в грунте твердых частиц того или иного размера, выраженное в процентах к массе абсолютно-сухого грунта.
Гранулометрический состав определяют только для крупнообломочных, песчаных и глинистых грунтов. Помимо классификационной характеристики данные о гранулометрической* составе используют для оценки пригодности грунтов в качестве материала для отсыпки насыпей, земляных плотин, составления оптимальных дорожных смесей грунта, выбора оптимальных отверстий для фильтровых колонн и др.
В понятие «гранулометрический состав» входит определение количественного содержания в грунте только первичных частиц (не сцепленных в микроагрегаты). Поэтому в процессе подготовки грунта к анализу природные микроагрегаты разрушают и разделяют их на первичные частицы. Таким образом, гранулометрический состав характеризует не естественную, а предельную дисперсность (степень раздробленности), которая постоянна для данного грунта и может служить классификационным показателем 1.
Для более полного представления о дисперсности грунта и характере структурных связей определяют и его микроагрегатный состав, который показывает количественное содержание в природном грунте твердых водостойких микроагрегатов;
Определение гранулометрического (зернового) состава по ГОСТу 1253679 производят путем разделения грунта на фракции, т. е. на группы частиц с близкими по величине размерами, и установлением их процентного содержания (табл. 5).
Таблица 5
Основные гранулометрические фракции

Стандарт
Фракции, мм


Крупнообло-
мочная
Песчаная
Пылеватая
Глинистая

ГОСТ25100-95
Более 2
2 -0,05
0,05 - 0,005
Менее0,005


Гранулометрический анализ песчаных грунтов выполняют путем последовательного их рассеивания на ситах с отверстиями диаметром 10; 5; 2; 1; 0,5; 0,25 и 0,10 мм. Основным методом гранулометрического анализа глинистых грунтов, выполняемым в инженерно-строительной практике, является ареометрический. Метод основан на определении плотности глинистой суспензии через определенные промежутки времени с помощью стеклянной трубки ареометра. Расчет диаметра частиц и процентного содержания фракций производится по специальной номограмме с учетом показаний ареометра, температуры суспензии и др.
Результаты гранулометрического анализа грунтов представляются в виде таблиц и различных графиков, из которых чаще всего используются треугольные диаграммы и интегральные (или суммарные) кривые.
Интегральные кривые гранулометрического состава, выполнены в полулогарифмическом масштабе, позволяют находить действующий (эффективный) диаметр (d10), т. е. такой размер частиц, меньше которого в грунте содержится 10% всех частиц, а также средний диаметр (d60), меньше которого в грунте содержатся 60% всех частиц.
Отношение 13 EMBED Equation.3 1415 называется коэффициентом неоднородности грунта (Kн). При Кн
· 3 грунт считается однородным по гранулометрическому составу, при Кн > 3 - неоднородным, плохо отсортированным (ГОСТ 2510095).

Жидкая компонента грунта. Виды воды в грунтах
Жидкая компонента (вода и водные растворы) наиболее изменчивая и динамичная компонента грунта. Находясь в постоянном взаимодействии с другими компонентами грунта твердой, газовой и биотической (живой) она оказывает весьма значительное влияние на формирование и преобразование состояния и свойств грунтов; в особенности наиболее распространенных грунтов глинистых.
Виды воды в грунтах
Впервые классификация видов воды в грунтах была предложена А. Ф. Лебедевым в 1936 г. В дальнейшем она неоднократно подвергалась изменениям и дополнениям. В обобщенном виде она может быть представлена в виде классификации, предложенной Е. М. Сергеевым (1982):
Вода в форме пара.
Связанная вода:
прочносвязанная (гигроскопическая вода);
слабосвязанная вода;
капиллярная вода.
III. Свободная (гравитационная) вода.
IV. Вода в твердом состоянии.
V. Кристаллизационная вода и химически связанная вода.

Газовая компонента грунтов
Значительная доля пор и трещин в грунтах может быть занята газами кислородом, азотом, углекислотой и др. Наибольшее содержание газовой компоненты отмечается в верхней части зоны аэрации. В нижней ее части, т. е. в капиллярной зоне, газов становится меньше, а в водонасыщенной зоне они практически отсутствуют.
Газы, находящиеся в грунтах, отличаются от атмосферного воздуха, в них значительно больше углекислоты (С02), а кислорода (02) и азота (N2) меньше из-за поглощения их почвой.
Большую роль в различных процессах, протекающих в грунтах, играет водяной пар, имеющий обычно атмосферное происхождение. Он легко перемещается в грунте от участков с большей упругостью к участкам с меньшей упругостью, образуя другие виды воды путем конденсации.
Помимо газов атмосферного происхождения в грунтах могут быть также газы геологические (вулканические, радиогенные радон, гелий и др.), биогенные (метан, сероводород и др.), техногенные (сероуглерод, углеводороды и др.).
По В.Т. Трофимову, В.А. Королеву и др. (2005), газы в грунтах могут находиться в следующих состояниях: а) свободном, легко передвигаясь в порах и трещинах; б) адсорбированном, прочно удерживаясь на поверхности минеральных частиц; в) защемленном (в порах и микротрещинах), будучи окруженными со всех сторон водой, и г) растворенном в поровой воде состоянии.
Общее количество свободных и адсорбированных газов, содержащихся в единице массы или объема грунта в природных условиях, называется газоносностью.
Биотическая (живая) компонента грунта
Биотическая (живая) компонента грунта представлена микроорганизмами и в меньшей мере макроорганизмами. Наибольшую роль они играют в почве и подпочвенной толще, а также в биогенных / грунтах торфе, сапропели и др.

5.2. Свойства грунтов
Физические свойства грунтов

К важнейшим физическим свойствам грунтов, определяемым в лабораторных условиях, относят плотность частиц грунта, влажность и плотность (ГОСТ 518084).
Плотность частиц грунта
·s, г/см3, т/м3, отношение массы твердых (скелетных) частиц грунта к их объему; Этот показатель характеризует твердую компоненту грунта и зависит от его минерального состава. Присутствие в грунте органических веществ снижает величину
·s.
Для определения плотности частиц грунта в лабораторных условиях используют пикнометр (мерную колбу), заполняя ее дистиллированной водой или, во избежание растворения солей, нейтральной жидкостью (керосин, толуол и др.).
Плотность частиц грунта определяют по формуле;

13 EMBED Equation.3 1415

где m0 масса сухого грунта, г; m1 масса пикнометра с грунтом и водой, г; m2 масса пикнометра с водой, г;
·b плотность воды, г/см3.
Средние значения
·s песчаных и пылевато-глинистых грунтов следующие (в г/см3): песок 2,66; супесь 2,70; суглинок 2,71; глина 2,74.
С увеличением содержания в грунте тяжелых минералов плотность частиц грунта увеличивается, достигая 3,03,4 г/см3 в магматических основных породах (габбро, диабаз и др.).
Данные о значении плотности частиц грунта используют для определения пористости и коэффициента пористости грунтов, а также для ориентировочной характеристики минерального состава.
Влажность природная W. % или доли ед. отношение массы воды, содержащейся в грунте, к массе этого грунта, высушенного до постоянной массы.
В лабораторных условиях влажность определяют путем высушивания грунта в сушильном шкафу при t = 105°С в течение 35 часов до постоянной массы (абсолютно-сухого состояния).
Влажность определяют по формуле:

13 EMBED Equation.3 1415

где g масса грунта в бюксе (стаканчике) с крышкой до высушивания, г,
gc то же после высушивания, г; g0 масса пустого бюкса с крышкой.
Влажность грунтов зависит от их минерального и гранулометрического состава, пористости, содержания органических веществ, глубины залегания подземных вод и др. Для глинистых грунтов она может колебаться от 35 до 100% и более, во многом определяя их прочность, сжимаемость и другие важнейшие свойства. На свойства других типов грунтов влажность оказывает меньшее влияние.
Плотность грунта р, г/см3, т/м3, отношение массы грунта (включая массу воды в порах) к его объему.
Величина плотности грунтов колеблется в широких пределах: от 1,21,3 до 3,5 г/см3 и зависит от минерального состава, пористости, влажности и других показателей. В лабораторных условиях плотность грунтов определяют: 1) методом режущего кольца, залавливаемого в грунт, и 2) путем взвешивания парафинированных образцов грунта в воде и в воздушной среде. Плотность крупнообломочных грунтов можно установить в полевых условиях с помощью проходки небольшого шурфа (вертикальной горной выработки глубиной до 0,5 м). Взвесив извлеченный из шурфа грунт и разделив его на объем шурфа, получают значение плотности крупнообломочного грунта.
Показатели плотности широко используются при инженерно-геологической оценке различных типов грунтов.
Остальные показатели физических свойств грунтов определяются расчетным способом.
Плотность сухого грунта
·d, г/см3, т/м3, - отношение массы грунта (за вычетом массы воды и льда) к его объему:
13 EMBED Equation.3 1415 или 13 EMBED Equation.3 1415

где W естественная влажность, в первом случае в долях единицы, во втором в процентах.
Значения плотности сухого грунта в песчано-глинистых грунтах колеблются от 1,1 до 1,9 г/см3. Величина pd служит основным показателем, контролирующим степень уплотнения грунтов в земляных сооружениях.
Пористость грунта п, % доли ед., - отношение объема пор ко всему объему грунта:
13 EMBED Equation.3 1415 или 13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415Пористость глинистых грунтов колеблется обычно в пределах 40- 60 %, в песчаных 30-40, а в илах она может достигать 70-90 %. Наименьшей пористостью обладают магматические интрузивные и многие метаморфические грунты (от долей процента до 1-3%).
Величина пористости грунтов влияет на сжимаемость, прочность и другие свойства.
Коэффициент пористости е, доли ед., отношение объема пор к объему твердой части скелета грунта
13 EMBED Equation.3 1415 13 EMBED Equation.3 1415
Значение п и е можно преобразовать одно в другое по формулам:

13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415 13 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415

Коэффициент водонасыщения (степень влажности) Sr, доли ед., - степень заполнения объема пор водой:
13 EMBED Equation.3 1415

где W природная влажность, доли ед.; е коэффициент пористости, доли ед.;
·s плотность частиц грунта, г/см3;
·w плотность воды, принимаемая равной 1,0 г/см3.
В зависимости от степени влажности песчаные и крупнообломочные грунты разделяют на водонасыщенные при Sr > 0,8, влажные при 0,5
· Sr
· 0,8 и маловлажные при 0
· Sr < 0,5.

Пластичностью называют способность глинистого грунта под воздействием внешних механических усилий изменять свою внешнюю форму без разрушения и разрыва и сохранять приданную ему форму после устранения действия внешней силы.
Характерные влажности, которые ограничивают интервал проявления пластичных свойств, называют границами (пределами) пластичности. Под границей текучести WL понимается влажность; при второй грунт переходит из пластичного состояния в текучее, а под границей раскатывания Wp - влажность при переходе глинистого грунта из пластичного состояния в полутвердое или твердое. Методика определения границ текучести и раскатывания стандартизирована (ГОСТ 518084).
Разность между WL и Wp называется числом пластичности Iр, т.е.

Iр = WL - Wp

В соответствии с ГОСТ 2510095 глинистые грунты по числу пластичности подразделяются следующим образом:
Грунт
Супесь . 1 - 7
Суглинок . 7 - 17
Глина > 17

По ГОСТ 25100-95 глинистые грунты по числу пластичности подразделяются и более дробно с учетом данных по гранулометрическому составу

13 TOC \o "1-3" \h \z 1415Таблица 6
Классификация глинистых грунтов по числу пластичности Iр и гранулометрическому составу
Разновидность глинистого грунта
Число пластичности, Iр
Содержание песчаных частиц . (20,5 мм), %

Супесь:
песчанистая

1 - 7


· 50

пылеватая
1 - 7
< 50

Суглинок:
легкий песчанистый

712


· 40

легкий пылеватый
712
< 40

тяжелый песчанистый
1217

· 40

тяжелый пылеватый
1217
< 40

Глина:
легкая песчанистая

1727
> 40,

легкая пылеватая
1727
< 40

тяжелая
>27
Не регламентируется

Консистенция глинистых грунтов. В зависимости от влажности глинистые грунты имеют различное физическое состояние или консистенцию текучую, пластичную и твердую. Если природная влажность грунта меньше границы раскатывания, грунт находится в твердом состоянии, т. e.W · W
· WL для грунта характерно пластичное состояние, а при W
·WL текучее. Кроме основных трех форм консистенции выделяют также промежуточные: полутвердую, тугопластичную, мягкопластичную и текучепластичную. Для характеристики консистенции глинистого грунта в строительных целях используют показатель текучести (консистенции) IL:

13 EMBED Equation.3 1415
Показатель текучести IL может быть как отрицательным (твердые грунты), так и положительным, в том числе и более 1 (текучие грунты).
Детальное подразделение глинистых грунтов по величине показателя текучести IL (по ГОСТ 2510095) приводится ниже:
Глинистые грунты IL
Супеси:
твердые < 0
пластичные . 0 - 1
текучие > 1
Суглинки и глины:
Твердые .. < 0
полутвердые .. 0 - 0,25
тугопластичные 0,25 - 0,50
мягкопластичные . 0,50 - 0,75
текучепластичные 0,75 - 1,00
текучие .. > 1,00

В зависимости от величины показателя текучести IL в соответствии с действующим СНиП 2.02.0183 может производиться выбор нормативных значений модуля деформации, удельного сцепления и угла внутреннего трения глинистых грунтов.

Механические свойства грунтов
Основные показатели механических свойств грунтов (сжимаемость, прочность и др.) широко используются в строительной практике. Они необходимы для расчета величины осадок сооружений, оценки степени устойчивости оползневых склонов и откосов выемок и т. д. Механические свойства грунтов выражают деформационными и прочностными показателями. Первые характеризуют, прежде всего, сжимаемость грунтов под нагрузкой, вторые сопротивление их срезу (сдвигу). Механические свойства определяют в лабораторных и полевых условиях (ГОСТ 1224896; ГОСТ 20276 99).

Деформационные характеристики грунтов

Сжимаемостью грунтов называют способность их под воздействием внешних нагрузок, не подвергаясь разрушению, уменьшаться в объеме (давать осадку) за счет уменьшения объема пор и увеличения плотности.
Сжимаемость зависит, прежде всего, от характера структурных связей и физического состояния грунтов, а также от их минерального состава, степени дисперсности и других факторов.
В лабораторных условиях сжимаемость определяют в специальных приборах одометрах в условиях, исключающих возможность бокового расширения образца грунта, помещенного в жесткое металлическое кольцо (компрессионные испытания) (рис. 5.2).
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]
Рис. 5.2. Схема одометра:
1 образец грунта; 2 металлическое кольцо для грунта; 3 штамп с отверстиями для выхода воды из образца; 4 сосуд для воды

Сжимаемость характеризуют компрессионной кривой, которая отражает зависимость между давлением на грунт и коэффициентом пористости, т. е. е = f (р) (рис. 5.3). Результаты компрессионных испытаний позволяют определить модуль общей деформации грунта Е, коэффициент сжимаемости а и модуль осадки грунта lp.







Рис. 5.3. Компрессионные кривые;
1 ветвь нагружения; 2 ветвь разгрузки грунта

Коэффициент сжимаемости или уплотнения а, МПа-1, характеризует сжимаемость грунта в выбранном интервале нагрузок:

13 EMBED Equation.3 1415
где р1 и р2 соответственно исходная и последующая нагрузки, МПа, ае1ие2- отвечающие этим нагрузкам коэффициенты пористости.
Коэффициент сжимаемости а является классификационной хаактеристикой, с его помощью грунты по степени сжимаемости разделяются следующим образом:
Коэффициент сжимаемости а, МПа-1
Степень сжимаемости

<0,001
Практически несжимаемый

0,0010,005
Слабая

0,0050,01
Средняя

0,010,10
Повышенная

>0,10
Сильная


Модуль общей деформации Е представляет собой коэффициент пропорциональности между приращениями давления на образец и его деформацией
13 EMBED Equation.3 1415
где е0 - начальный коэффициент пористости грунта, доли единиц; а коэффициент сжимаемости, МПа-1;
· - коэффициент, учитывающий невозможность бокового расширения грунта (для песков и супесей
· = 0,74, суглинков 0,62, глин 0,40).
Сжимаемость грунта можно выражать не только через коэффициент сжимаемости а, но и с помощью модуля общей деформации.
Модуль осадки ер характеризует величину деформации слоя грунта толщиной 1 м при приложении к нему дополнительной нагрузки р = 0,1 МПа:

13 EMBED Equation.3 1415

где ер модуль осадки, мм/м; h начальная высота образца, мм; д/г уменьшение высоты образца при давлении р, мм.

Прочностные характеристики грунтов
Под прочностью грунтов в широком смысле понимают их способность сопротивляться разрушению под воздействием механических напряжений. Прочностные характеристики грунтов необходимы для расчетов устойчивости оснований сооружений, оползневых склонов, откосов котлованов и др.
Важнейшей прочностной характеристикой рыхлых осадочных грунтов является сопротивление грунтов сдвигу, которое определяется на специальных приборах. Схема таких приборов показана на рис. 5.4.
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]
Рис. 5.4. Схема прибора для опыта с прямым сдвигом (срезом) образца:
а - обойма приора; б - грунт; d - зазор; Р - нормальное сжимающее напряжение; Q - сдвигающая сила

Сущность опыта заключается в срезе (сдвиге) одной части образца относительно другой при одновременном нагружении образца нагрузкой, нормальной к плоскости среза.
Сопротивление грунтов сдвигу (срезу) выражается линейной зависимостью Кулона:

· =
·. tg
· + с

где
· предельное сопротивление грунтов сдвигу, МПа;
· нормальное сжимающее напряжение, МПа; tg
· - коэффициент внутреннего трения;
· - угол внутреннего трения, градус; с - удельное сцепление, МПа (рис. 5.5)
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]

Рис. 5.5. График зависимости предельного сопротивления грунтов сдвигу
· от нормального сжимающего напряжения
·

Показатели сопротивления сдвигу (срезу) в лабораторных условиях определяются на специальных срезных (сдвиговых) приборах. При испытаниях грунтов в этих приборах используют две основные схемы опытов: 1) медленный срез предварительно уплотненного грунта (консолидированно-дренированное испытание) и 2) быстрый срез без предварительного уплотнения (неконсолидированное недренированное испытание) для медленно уплотняющихся водонасыщенных грунтов.

5.3. Классификация грунтов в строительстве по ГОСТ 2510095

Согласно ГОСТ 25100-95 «Грунты. Классификация», все грунты по общему характеру структурных связей делятся на четыре класса:
I. Класс природных скальных грунтов (с жесткими структурными связями - кристаллизационными и цементационными) - магматические, метаморфические и прочные осадочные грунты.
II. Класс природных дисперсных грунтов (с механическими и водно-коллоидными структурными связями) - рыхлые осадочные грунты.
III. Класс природных мерзлых грунтов (с криогенными структурными связями, т. е. с наличием льда и отрицательной температурой) - скальные и дисперсные грунты.
IV. Класс техногенных грунтов (с различными структурными связями, возникшими в результате деятельности человека) - скальные, дисперсные и мерзлые грунты.
Классы грунтов, согласно ГОСТ 2510095, подразделяются на пять таксономических единиц по следующим признакам: группа по характеру структурных связей (с учетом их прочности); подгруппа по происхождению и условиям образования; тип по вещественному, т. е. химико-минеральному составу; вид по наименованию грунтов (с учетом размеров частиц и показателей свойств); разновидность по количественным показателям состава, свойств и структуры грунтов. Наименования грунтов должны содержать сведения об их геологическом возрасте. Например: «верхнечетвертичные суглинки», «палеогеновые глины» и т. д.
Основные признаки и критерии, по которым выделяются таксономические единицы для скальных и дисперсных грунтов, указаны в табл. 7. Классификация грунтов по ГОСТ 2510095 распространяется на все грунты и является обязательной при производстве инженерно-геологических изысканий, проектировании и строительстве зданий и сооружений.













Таблица 7
Классификация природных скальных грунтов (по ГОСТ 2510095)

Класс
Группа
Подгруппа
Тип
Вид
Разновидности


Скальные (с жесткими кристаллизационными структурными связями)

Скальные
Магматические
Силикатные
Граниты, габбро, базальты и др.
Выделяются по:

1) пределу прочности на одноосное
сжатие;
2) плотности частиц грунта;
3) коэффициенту выветрелости;
4) степени размягчаемости;
5) степени растворимости;
6) степени водопроницаем ости;
7) степени засоленности;
8) структуре и текстуре;
9) температуре.



Метаморфи- ческие
Силикатные
Гнейсы, кварциты и др.





Карбонатные
Мраморы и др.




Осадочные
Силикатные
Песчанники, конг-ломераты, брекчии и др.





Карбонатные
Известняки, доломиты




Полускальные
Магматические
эффузивные
Силикатные
Вулканические туфы, пемзы







Осадочные
Силикатные
Аргиллиты, песчаники





Кремнистые
Опоки, трепела,
диатомиты





Карбонатные
Мела, мергели и др.





Сульфатные
Гипсы, ангидриты





Галоидные
Галиты, карналиты




Продолжение таблицы 7
Класс
Группа
Подгруппа
Тип
Вид
Разновидности


Дисперсные (с механическими и водно-коллоидными структурными связями)

Связные

Осадочные
Минеральные
Силикатные,
карбонатные,
железистые,
полиминеральные
Глинистые
грунты
Выделяются по:
1) гранулометрическому составу (крупнообломочные грунты и пески);
2) числу пластичности и гранулометрическому составу
(глинистые грунты и илы);
3) степени неоднородности гранулометрического состава (пески);
4) показателю текучести (глинистые грунты);
5) относительной деформации набухания без нагрузки (глинистые грунты);
6)относительной деформации просадочности (глинистые грунты);
7) коэффициенту водонасыщения (крупнообломочные грунты и пески);
8) коэффициенту пористости } пески;
9) степени плотности;
10) коэффициенту выветрелости 13 EMBED Equation.3 1415} крупнообло-
11) коэффициенту истираемости } мочные грунты;
12) относительному содержанию органического вещества (пески и глинистые грунты);
13) степени разложения }
14) степени зольности; } торфы,
15) степени засоленности;
16) относительной деформации пучения;
17) температуре





Органоминеральные
Илы, сапропели, заторфованные
грунты





Органические
Торфы и др.




Несвязные
Осадочные
Минеральные



Силикатные,
карбонатные



Пески, круп-
нообломоч-
ные грунты



Примечание. Почвы (щебенистые, дресвяные, песчаные, глинистые, торфяные и др.) выделяются по совокупности признаков как соответствующий вид и разновидность грунта.

5.4. Инженерная геодинамика

Инженерная геодинамика раздел инженерной геологии, который изучает геологические процессы в верхней части земной коры в связи с инженерно-строительной деятельностью человека.
Геологические процессы принято делить на природные, развивающиеся стихийно в природных, ненарушенных человеком условиях (в геологии их изучают в разделе «Динамическая геология»), и инженерно-геологические, вызванные инженерно-строительной деятельностью человека. В ряде случаев границу между ними провести трудно, так как нередко природные геологические процессы подвергаются в той или иной степени изменению в результате инженерной деятельности человека.
В настоящее время в инженерно-геологической науке, а также в специальных строительных нормах и правилах широко используется термин «опасные геологические и инженерно-геологические процессы», под которым понимают «сейсмическое сотрясение, извержения вулканов, оползни, обвалы, осыпи, карст, сели, переработку берегов, подтопление и другие процессы, возникающие под влиянием природных и техногенных факторов и оказывающие отрицательное воздействие на строительные объекты и жизнедеятельность людей» (СП 11-105-97, ч. II).
Важнейшими задачами инженерной геодинамики в связи с вышесказанным являются: 1) изучение причин возникновения и динамики развития опасных геологических и инженерно-геологических процессов; 2) прогноз влияния этих процессов на устойчивость проектируемых зданий и сооружений и условия их эксплуатации; 3) инженерно-геологическое обоснование защитных мероприятий.

Геологические процессы, связанные с деятельностью ветра
Эоловые процессы

Геологические процессы, порожденные энергией ветра, получили название эоловых (Эол бог ветра в древнегреческой мифологии), а отложения, образовавшиеся с помощью ветра, эоловых отложений.
Геологическая работа ветра наблюдается всюду на поверхности земного шара, хотя скорость, сила и направление ветра на различных ее участках неодинаковы. Обычно в тех районах, где больше скорость ветра, там при прочих равных условиях сильнее производимая им работа.
С наибольшей интенсивностью эоловые процессы протекают в песчаных пустынных и полупустынных областях и в меньшей степени в степных. На территории СНГ это пустыни Каракумы и Кызылкумы (Средняя Азия), побережья Каспийского, Балтийского, Аральского и других морей, долины Амударьи, Сырдарьи, Оби и других рек.
Эоловые процессы представляют серьезную угрозу для населенных пунктов и инженерных сооружений. Песчаные заносы засыпают дома и целые поселения, разрушают дамбы и насыпи, осложняют строительные работы и удлиняют сроки возведения строительных объектов. С другой стороны, не только заносы, но и выдувание и развеевание песков может также приводить к отрицательным последствиям: обнажению стальных трубопроводов, заложенных на небольшой глубине от поверхности земли, обнажению фундаментов береговых опор мостов и иных сооружений и т. д.
Интенсивное развитие эоловых процессов в тех или иных районах наблюдается при сочетании следующих условий:
- поверхностная толща отложений сложена легковыдуваемыми песками, супесями и другими рыхлыми породами, находящимися в сухом состоянии;
- на территории длительно действуют ветровые потоки с высокими скоростями (более 5 м/с);
- растительный покров отсутствует (или он сильно разрежен).
Эоловые процессы в значительной мере могут быть активизированы в результате непродуманной деятельности человека, вызывающей нарушение или полное уничтожение растительного покрова.
Активная эоловая (ветровая) работа в пустынных и полупустынных районах это сложный и многообразный геологический процесс, составными частями которого являются дефляция, коррозия, транспортировка и аккумуляция (накопление) песчано-пылеватого материала. Для обоснования защитных мероприятий закономерности возникновения и развития эоловых процессов детально изучают, в процессе инженерно-геологических изысканий.

Геологические процессы, связанные с поверхностными водами

Поверхностные воды (моря, океаны, водохранилища, реки, озера, временные водотоки и др.) выполняют на земной поверхности огромную геологическую работу разрушительную и одновременно созидательную. В инженерно-геологической и строительной практике наибольшее внимание уделяется изучению таких процессов, как оврагообразование, подмыв и разрушение берегов рек, абразия морских берегов, переработка берегов водохранилищ, селевые потоки и др. Эти геологические процессы, вызванные поверхностными водами, наносят существенный урон геологической среде, деформируют и разрушают мосты, плотины, набережные и другие сооружения. Они во многом способствуют развитию таких опасных геологических процессов, как оползни, обвалы, осыпи и др.
Важное инженерно-геологическое значение имеют и наносы (аллювиальные отложения), которые формируются в процессе созидательной деятельности поверхностных вод. Изучению подвергают условия залегания, состав и свойства этих отложений, которые могут быть основанием, средой или материалом для отсыпки земляных сооружений. При выполнении этих работ обязательно учитывают гидрологические факторы скорость и расход водных потоков, режим их уровней, энергию и другие элементы.

Геологические процессы, связанные с деятельностью поверхностных и подземных вод

Карст
Под карстом понимают совокупность процессов и явлений, связанных с растворением трещиноватых горных пород (известняков, гипса, каменной соли и др.) и образованием отрицательных форм рельефа на поверхности земли и различных полостей, каналов и пещер в глубине. Нередко развитие карста сопровождается провалами и оседанием кровли, образованием воронок, озер и других впадин на земной поверхности.
Термин «карст» произошел от одноименного названия известнякового плато в бывшей Югославии близ г. Триеста, где подобные явления наиболее развиты. Горные породы, которые подвержены развитию карста, называют карстующимися, массивы горных пород закарстованными, а районы, где развивается карст, карстовыми. Провалы и оседания земной поверхности, вызванные карстом, представляют значительную опасность для существующих зданий и сооружений. Особенно это относится к строительству и эксплуатации в карстовых районах гидротехнических, транспортных и подземных сооружений (прорывы карстовых вод в тоннели, провалы грунтов под зданиями и ца трассах железных дорог, разрушения мостов, незаполняемые водохранилища и другие аварии и деформации).
Карст широко распространен в мире. Карсту подвержена значительная часть всей суши Земли, в том числе большие площади и в России (центральная часть Русской равнины, западное Приуралье, Приангарье, Северный Кавказ и многие другие районы, где имеются растворимые горные породы. Интенсивность развития карстовых процессов может быть весьма высокой. Так, например, по данным Р. Ньютона (1984), в США только в штате Алабама за последнее время возникло огромное число искусственно вызванных провалов и оседаний земной поверхности, связанных с техногенной активизацией карста. Отдельные воронки достигали 50-60 м в диаметре и до 30 м глубиной.
Основные условия и интенсивность развития карста. Необходимыми условиями развития карста являются: 1) наличие растворимых горных пород; 2) трещиноватость пород, обеспечивающая проникновение воды; 3) растворяющая способность воды и ее активная циркуляция (движение) по трещинам.
При сочетании на конкретном участке этих условий развитие карста неизбежно, при исключении хотя бы одного из них карст не образуется.
По характеру растворимых пород различают три основных типа карста: карбонатный (известняк, доломит, мел, мергель), сульфатный (гипс, ангидрит) и соляной (каменная и калийная соли).
По подсчетам ученых, карбонатные карстующие породы (обнаженные и погребенные) на всех континентах Земли занимают площадь 40 млн км2, гипсы около 7 млн км2 и соли до 4 млн км2.

Механическая суффозия
Механическая суффозия процесс выноса мелких частиц из рыхлых обломочных пород фильтрующейся водой. Для развития механической суффозии необходимы значительная скорость движения подземной воды для отрыва и выноса тонких фракций грунта, а также наличие условий для разгрузки песчано-глинистого материала.
Механическая суффозия чаще всего наблюдается в тонко- и мелкозернистых песках, реже в пылевато-глинистых и других породах. Суффозия сопровождается оседанием вышележащих пород, образованием пустот, воронок и провалов. Как правило, механическая суффозия развивается сравнительно медленно (годы, десятки лет) и проявляется в основном на локальных участках, реже имеет региональное распространение (Нижнее Поволжье, южные районы Сибири и др.).
Значительно более интенсивно протекает процесс техногенной механической суффозии. Она развивается в случае выноса песчано-глинистого материала в строящиеся подземные коллекторы при авариях водопроводных систем, быстрой сработки уровней водохранилищ, длительных откачках подземных вод, работе дренажа и др.
По данным Ф.В. Котлова, за 20 лет эксплуатации одной из дренажных систем в г. Москве было вынесено более 300 тыс. м3 песчано-глинистого материала. Суффозионный вынос этого материала сопровождался ухудшением свойств грунтов увеличением их сжимаемости, снижением прочностных параметров, что привело к деформациям различных сооружений и развитию опасных геологических процессов (карста, оползней и др.).
В 7090-е гг. прошлого столетия негативные последствия суффозии, по оценке А. Л. Рагозина (1993), наблюдались в 958 г России. В настоящее время значение суффозионной опасности более возросло.
Основными условиями развития механической суффозии являются:
1. неоднородность гранулометрического состава песчаных грунтов, при которой возможен вынос мелких частиц из песчаной толщи;
2. критическая величина вымывающих скоростей фильтрационного потока;
3. наличие условий для выноса мелких частиц на дневную поверхность в основаниях склонов, строительных котлованах, различных выемках и т. д.
Для ориентировочной оценки суффозионной опасности грунта используют коэффициент неоднородности гранулометрического состава (по 3. Хазену), определяемый по формуле Кн =d60/dl0, где d60 и d10 - диаметры, соответствующие 60- и 10%-ному содержанию фракции. Песчаные грунты разделяются на суффозионные - Кн >20, переходные (суффозионные и несуффозионные) - Кн = 10 - 20 и несуффозионные Кн
· 10.
В суффозионном грунте соотношение размеров наиболее мелких dmin и наиболее крупных dmax частиц в грунте должно быть не менее 20, а соотношение диаметров пор D) и преобладающей в грунте фракции d должно отвечать условию
D/d
· 8.
Суффозия может возникать и на контакте двух различных по составу слоев, например, глинистого и песчаного. Для развития суффозии необходимо соотношение коэффициентов фильтрации двух смежных слоев более чем 3.
Обязательным условием развития механической суффозии является также критическая величина гидравлического градиента Iкр водного потока. Многочисленные исследования, показали, что при значениях Iкр
· 5 в песчаном грунте возникает турбулентное движение, мелкие частицы переходят во взвешенное состояние и могут выноситься вместе с фильтрационным потоком. Величина критического градиента Iкр определяется по формуле Е. А. Замарина:

Iкр = (
·s - 1) (1 - n) + 0,5 n

где
·s плотность частиц песка, r/см3; п пористость (доли ед,).

Подтопление
Процесс подтопления яркий пример ответной реакции геологической среды на действие техногенных факторов. Впервые он привлек к себе внимание при создании водохранилищ, когда уровень грунтовых вод по их берегам стал подниматься. В настоящее время под подтоплением понимают любое повышение уровня грунтовых вод выше некоторого критического положения, при котором отсутствуют необходимые условия для строительства и эксплуатации как отдельных зданий, так и территории в целом.
В отличие от затопления, которое происходит в результате паводков, нагонов волн и т. д., при подтоплении образования свободной поверхности воды на территории не происходит.
Глубина критического уровня грунтовых вод, при котором возникает подтопление, зависит от глубины заложения и типов фундаментов, высоты капиллярной каймы, состава и свойств грунтов и др.
В большинстве случаев подтопленными считаются территории, где грунтовые воды поднимаются к поверхности земли до глубины менее 3 м, образуя своеобразные купола. По мере поступления воды площади куполов расширяются, а следовательно, увеличивается и площадь подтопления. На поверхность земли грунтовые воды обычно не выходят, что связано с влиянием испарения и транспирацией влаги растительностью.
Подтопление весьма негативно влияет на геологическую среду. Массивы горных пород переувлажняются и заболачиваются. Активизируются оползни, суффозия, карст и другие опасные геологические процессы. В лессовых породах возникают просадки, в глинах набухание. Возрастает сейсмическая балльность подтопляемой территории. Кроме того, в результате засоления почв угнетается растительность, возможно химическое и бактериальное загрязнение грунтовых вод.
Причины подтопления разнообразны, но практически всегда связаны с деятельностью человека.
В первую очередь, это техногенные утечки воды из подземных водонесущих коммуникаций, прудов, отстойников, конденсация влаги под основаниями зданий и асфальтовыми покрытиями, засыпка естественных дрен оврагов, подпор грунтовых вод в прибрежных зонах водохранилищ, барражный эффект, т. е. задержка грунтовых вод при строительстве заглубленных подземных сооружений, неумеренный полив городских насаждений и др.
Под влиянием искусственных (техногенных) факторов уровни грунтовых вод могут подниматься на 1015 м и более.
В настоящее время подтопление территорий, особенно в районах крупных городских агломераций, приняло массовый характер. Из 1092 городов России в той или иной степени подтоплено по состоянию на 2002 г. 960 (87,9%). Среди них Москва, Новосибирск, Омск, Ростов-на-Дону, Казань и др.
Наиболее подтопляемыми являются территории, сложенные слабопроницаемыми, фильтрационно-анизотропными глинистыми грунтами, со слабо развитой эрозионной сетью и неглубоким залеганием водоупорных слоев. Скорость повышения уровня грунтовых вод на таких территориях в первые 10 лет может достигать 0,5-1,0 м в год, иногда 3-4 м в год, а в отдельных случаях аварийного замачивания и более 1,0 м в месяц (территория завода «Атоммаш» в г. Волгодонске).
Наименьшая опасность подтопления существует на территориях с глубоким залеганием грунтовых вод, при наличии хорошо водопроницаемых грунтов и застроенных предприятиями с сухим технологическим режимом. На этих участках скорость подъема уроним подземных вод обычно не превышает 0,1-0,2 м в год.
В зависимости от характера развития подтопления по территории выделяют локальное подтопление (отдельные здания и сооружения) и площадное.
Подтопление может развиваться по различным схемам, но во всех случаях оно возникает благодаря добавочной («излишней» инфильтрации воды), т. е. при превышении приходных статей водного баланса над расходными. Схема 1 - подтопление разнимется благодаря задержке добавочной воды в зоне аэрации на линзах водонепроницаемых грунтов; схема 2 - вследствие подъема уровня грунтовых вод и образования купола, который постепенно будет подниматься и подпитывать водоносный горизонт (рис. 5.6); схема 3 - вследствие формирования техногенного водоносного горизонта в первоначально сухих грунтах.












Рис. 5.6. Схема формирования купола подземных вод:
1 предприятие-водопотребитель; 2 водопроницаемые грунты; 3 атмосферные осадки; 4 инфильтрация воды; 5 купол подземных вод;
6 водоупорные породы


Инженерно-геологические изыскания в районах развития, топления в дополнение к обычному составу работ должны, сот СП 11-10597, ч. II обеспечивать:
- изучение и оценку гидрогеологических условий территории;
- выявление источников подтопления;
- выполнение прогноза изменения гидрогеологических условий;
- получение необходимых параметров для обоснования проектных решений по организации инженерной защиты от подтопления;
- разработку рекомендаций по организации мониторинга подземных вод.
Особое внимание уделяют прогнозу подтопления с оценкой степени потенциальной подтопляемости территории. Прогноз основан на использовании методов аналогии, аналитического и численного моделирования.

Склоновые (гравитационные) процессы
Одной из важнейших задач инженерно-геологических изысканий практически для всех видов строительства является оценка устойчивости склонов, бортов карьеров, строительных выемок и разработка мероприятий по их закреплению.
Из строительной практики хорошо известно, что под действием ряда причин значительные массы горных пород, слагающих склон, могут терять устойчивость и смещаться вниз на более низкий уровень. Возникают такие опасные геологические процессы, как оползни, обвалы, осыпи, а при смещении и обрушении снеговых масс снежные лавины.
Склоновые (гравитационные) процессы могут быть причиной значительных деформаций зданий, сооружений и инженерных коммуникаций, а в ряде случаев и полного их разрушения.
Оползни
Оползни это скользящее смещение масс горных пород вниз по склону под действием гравитационных сил и при активном участии поверхностных и подземных вод. В отличие от обвалов потери контакта между смещающейся массой и подстилающими неподвижными породами не происходит. Под оползнем понимают не только процесс смещения земляных масс, но и само оползневое тело, как форму рельефа.
Оползни не только нарушают устойчивость массивов горных пород, но и негативно влияют на многие другие компоненты геологической среды (нарушение поверхностного стока, истощение ресурсов подземных вод при их вскрытии, образование заболоченностей, нарушение почвенного покрова и др.).
В некоторых случаях оползни могут иметь грандиозные размеры и приводить к катастрофическим последствиям.
Причины образования оползней могут быть естественными (природными) и техногенными (связанными с деятельностью человека). К основным причинам возникновения оползней относят:
- изменение внешней формы и высоты склона, приводящее к перераспределению сдвигающих и удерживающих сил на нем (подрезка склонов искусственными выемками, колебания базисов эрозии рек, оврагов, подмыв берегового склона рекой или морем, чрезмерно крутое заложение откоса выемок и насыпей и др.);
- изменение состава, состояния и физико-механических свойств горных пород (чрезмерное увлажнение их подземными, дождевыми, талыми и хозяйственными водами, выветривание, выщелачивание из них водорастворимых солей, мерзлотные воздействия, суффозионный вынос тонких частиц и др.);
- дополнительное давление на склон (сейсмические воздействия, вибрация, искусственные статические и динамические нагрузки, гидродинамическое давление при фильрации подземных вод в сторону склона и др.
Морфология, строение и классификация оползней. В строении оползня различают следующие основные морфологические элементы (рис. 5.7): 1) оползневое тело массив оползших пород; 2) бровку отрыва дугообразную линию, где произошел отрыв оползневого тела; 3) стенку отрыва поверхность, по которой оползень отделился от массива пород; 4) поверхность скольжения (ложе оползня); 5) вал выпучивания возвышение в основании склона, разбитое трещинами; 6) язык оползня нижняя часть оползня.
Оползни, располагающиеся на разных уровнях на одном участке, называются многоярусными. При последовательных смещениях масс горных пород образуются ступенчатые оползни (рис. 5.7).
2 1
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]
Правый борт оползня
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]
Рис. 5.7. Ступенчатый оползень в разрезе (а) и плане (б):
1 бровки отрыва; 2 стенка отрыва; 3 оползневые тела; 4валы выпучивания; 5 - трещины; 6 поверхность скольжения; 7 язык оползня

Глубиной оползания (или глубиной захвата) считается расстояние от верхней поверхности оползня до поверхности скольжения. Выемка на склоне, образовавшаяся после смещения оползневого тела и имеющая форму амфитеатра, называется оползневым цирком.
Оползни по своему строению, морфологии и стадиям историкогеологического развития отличаются большим разнообразием. Существует достаточно большое количество признаков, по которым классифицируются оползни. Их выделение необходимо при общей инженерно-геологической оценке оползнеопасных районов и выборе противооползневых мероприятий.
Приводим некоторые из этих классификационных признаков.
По морфологическому облику оползневые смещения подразделяют на четыре типа: 1) собственно_оползни скольжение земляных масс с захватом глубоких зон; 2) оползни-обвалы смещения рыхлых или скальных пород, с опрокидыванием и раскалыванием в верхней части склона; 3) осовы смещение переувлажненных продуктов выветривания; 4) оплывины смещение маломощного (до 1 м) грязеподобного слоя почвы.
По механизму смещения пород различают оползни: сдвига (скольжения), в том числе инсеквентные (срезающие) и консеквентные (соскальзывающие), оползни выдавливания, вязкопластические (оползни-потоки и оплывины), гидродинамического разрушения (суффозионные и гидродинамического выпора) и внезапного разжижения (при техногенном сотрясении или при сейсмических толчках).
По характеру поверхности скольжения выделяют оползни (по Ф. П. Саваренскому): асеквентные, которые развиваются в однородных породах и имеют криволинейную цилиндрическую поверхность скольжения (рис. 5.8, а), консеквентные смещающиеся по контакту двух слоев (рис. 5.8, б) и инсеквентные секущие слои разного состава (рис. 5.8, в).

[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]

Рис. 5.8. Типы оползней по характеру поверхности скольжения: а асеквентные; бконсеквентные; в инсеквентные; 1 поверхность скольжения

Криогенные (мерзлотные) процессы
Морозное (криогенное) пучение - это увеличение объема водонасыщенных дисперсных пород при льдовыделении в них. Причина морозного пучения заключается в сезонном и многолетнем промерзании горных пород. При переходе воды в лед объемное расширение породы достигает 8%.
Наледи - ледяные тела различных форм и размеров, возникающие в результате многократного излияния на поверхность и замерзания поверхностных (речных, озерных, техногенных) или подземных вод.
Термокарст - процесс оттаивания залежей подземного льда и льдистых грунтов, сопровождающихся их осадкой и образованием отрицательных форм рельефа - котловин, западин, воронок и др. Обычно эти формы рельефа заполняются водой, образуя термокарстовые озера.
Солифлюкция - медленное сплывание оттаивающих многолетнемерзлых пород на пологих склонах. Основная причина развития солифлюкционного процесса - разрушение структурных связей в дисперсных породах и уменьшение их прочности при оттаивании.
Курумы - каменные подвижные россыпи на склонах гор, которые образуются под влиянием мерзлотных процессов - выпучивания, сползания, замерзания и т.д. Важнейшее значение в их развитии имеет один из видов физического выветривания - морозное выветривание. В результате выветривания крупные блоки пород (диаметром до 3,5 - 4,0 м) отторгаются от подстилающих коренных пород и движутся по склону со скоростью от нескольких сантиметров до 1,0 - 1,5 м в год.

5.5. Общие сведения об инженерно-геологических изысканиях

Место инженерно-геологических изысканий в системе инженерных изысканий для строительства
Инженерно-геологические изыскания составная часть инженерных изысканий для строительства, порядок проведения которых регламентируется СНиП 11-0296 «Инженерные изыскания для строительства. Основные положения».
Инженерно-геологические изыскания выполняются при проектировании различных зданий, сооружений и их комплексов. В необходимых случаях они могут быть продолжены в период строительства, эксплуатации, реконструкции и ликвидации объектов. В состав инженерных изысканий, помимо инженерно-геологических, входят другие виды изысканий (рис. 5.9): инженерно-геодезические (получение топографо-геодезических материалов, данных о рельефе местности и др.), инженерно-гидрометеорологические (климатические условия, гидрологический режим рек и др.), инженерно-экологические (оценка и прогноз современного экологического состояния), а также изыскания грунтовых строительных материалов и источников водоснабжения на базе подземных вод (с потребностью в хозяйственно-питьевой воде до 1000 м3/сут.).
Кроме того, к инженерным изысканиям для строительства относят следующие специальные работы:
- геотехнический контроль;
- обследование грунтов оснований фундаментов зданий и сооружений;
- локальный мониторинг компонентов окружающей среды; геодезические, геологические и другие сопутствующие работы в процессе строительства, эксплуатации и ликвидации объектов;
- обоснование мероприятий по инженерной защите территорий и другие виды работ.



Рис. 5.9. Основные виды инженерных изысканий для строительства
Постановлением Правительства Российской Федерации от 19 января 2006 г. № 20 к основным видам инженерных изысканий, кроме указанных выше, отнесены «Инженерно-геотехнические» изыскания. Установлено также, что «содержание работ, осуществляемых в ходе инженерных изысканий как основных, так и специальных видов, определяется Министерством регионального развития Российской Федерации по согласованию с Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору».

Основные цели, задачи и состав инженерно- геологических изысканий
Инженерно-геологические изыскания - производственный процесс получения, накопления и обработки инженерно-геологической информации для обеспечения' строительного проектирования исходными данными об инженерно-геологических условиях района (площадки, участка, трассы).
Под инженерно-геологическими условиями понимается совокупность компонентов геологической среды, которые могут оказать влияние на проектируемою здания и сооружения (рельеф и геоморфология, геологическое строение, подземные воды, состав, состояние и свойства грунтов, опасные геологические процессы).
Одной из важнейших задач инженерно-геологических изысканий является прогнозирование возможных изменений в сфере взаимодействия проектируемого сооружения с геологической средой.
В состав инженерно-геологических изысканий входит следующий основной комплекс полевых, лабораторных и камеральнь1х работ; сбор и анализ имеющихся геологических, материалов по району строительства; дешифрирование космо- и аэрофотоматериалов и аэровизуальные наблюдения; маршрутные наблюдения (рекогносцировочное обследование)', буровые и горнопроходческие работы; геофизические исследования;, опытные полевые работы; стационарные наблюдения; лабораторные исследования грунтов и подземных вод; камеральная обработка собранных материалов и составление отчета.
В необходимых случаях в состав инженерно-геологических изысканий могут быть включены и другие виды работ, например, обследование грунтов оснований фундаментов существующих зданий и сооружений.
Объём и содержание инженерно-геологических изысканий в каждом конкретном случае зависит от: 1) категории сложности инженерно-геологических условий района (простых, средней сложности и сложные); 2) степени их изученности; 3) стадий (этапов) проектирования и 4) вида (назначения) зданий и сооружений (трасс) и уровня их ответственности.
Согласно ГОСТ 2775188, устанавливается три уровня ответственности зданий и сооружений: I повышенный (главные корпуса АЭС, уникальные здания и сооружения и др.); II нормальный (объекты массового строительства) и III пониженный (временные здания, склады, парники и др.).
Наиболее значительные объемы буровых, опытных и других видов работ выполняют при инженерно-геологических изысканиях для строительства зданий и сооружений повышенного уровня ответственности в сложных инженерно-геологических условиях (например, на участках с сильно расчлененным рельефом, с горизонтами подземных вод, не выдержанных по простиранию и с неоднородным химическим составом, с широким распространением специфических грунтов и опасных геологических процессов, в зонах с активным техногенным воздействием).

Договор (контракт), техническое задание и программа инженерно-геологических изысканий
Содержание этих важнейших проектно-изыскательских документов регламентируется СНиП 11-0296.
Основанием для производства инженерно-геологических изысканий является договор (контракт) между Заказчиком (финансирующей, проектной или строительной организацией) и Исполнителем инженерно-геологических изысканий. Обязательными приложениями к договору должны быть техническое задание, календарный план работ и смета, а при наличии требования Заказчика и программа инженерно-геологических изысканий.
Техническое задание на выполнение инженерно-геологических изысканий составляется Заказчиком и передается в изыскательскую организацию.
В техническом задании указываются местоположение площадки (или трассы) предполагаемого строительства, вид проектируемого сооружения, стадийность (этап) проектирования, конструктивные особенности проектируемых зданий и сооружений, намечаемый тип фундаментов (свайный, плита, ленточный), этажность, наличие мокрых технологических процессов, подвальных помещений, допускаемые величины деформаций, предполагаемая нагрузка на грунты основания и другие сведения.
Для трасс коммуникаций указывается предполагаемая глубина их заложения, протяженность, диаметр и материал трубопроводов и др.
В техническом задании не допускается устанавливать состав, объем и методику производства инженерно-геологических работ, расположение буровых и шурфов, их глубину и т. п. Все это определяется изыскательской организацией и отражается в программе, которая затем должна быть согласована с Заказчиком.
Программа инженерно-геологических изысканий устанавливает состав, объемы, методы и последовательность инженерно-геологических исследований. Ее содержание определяется видом строительства, уровнем ответственности сооружений, сложностью инженерно-геологических условий и стадией проектирования.
При небольшом объеме намечаемых инженерно-геологических работ (несложные объекты II и III уровня ответственности, простые инженерно-геологические условия, высокая степень геологической изученности) допускается взамен программы составление технического предписания на производство изысканий.
В настоящее время право на выполнение инженерно-геологических изысканий имеют юридические и физические лица (независимо от форм собственности), обладающие соответствующими лицензиями на их производство. Лицензия выдается Федеральным лицензионным центром при Минстрое России на ограниченный срок (не более 5 лет).
Инженерно-геологические изыскания для строительства объектов I уровня ответственности (уникальные здания и сооружения, магистральные трубопроводы и др.) выполняются, как правило, специализированными проектно-изыскательскими организациями. Основной объем инженерно-геологических изысканий на территории Российской Федерации выполняют региональные тресты инженерно-строительных изысканий (ТИСИЗы).
Выполнение инженерно-геологических изысканий без программы или предписания не допускается. На их производство Заказчиком должно быть получено разрешение (регистрация) в территориальных органах исполнительной власти центре по инженерным изысканиям при областной архитектуре. Основанием для выдачи разрешения, помимо программы или предписания, являются лицензия, техническое задание и смета на производство работ.
Материалы инженерно-геологических изысканий, передаваемые Заказчику в виде технического отчета, подлежат обязательной государственной экспертизе.

5.6. Основные этапы инженерно-геологических изысканий

Инженерно-геологические изыскания выполняются последовательно, по этапам, в соответствии со стадиями проектирования. Основные этапы комплексных исследований: рекогносцировка, съемка и разведка. При этом выдерживается общий принцип проведения геологических работ, когда от этапа к этапу сокращается площадь исследовании, но увеличивается их детальность.

Инженерно-геологическая рекогносцировка
Рекогносцировка предшествует съемке и проводится для предварительной оценки инженерно-геологических условии района строительства для обоснования предпроектной документации. Рекогносцировка может не проводиться если имеется достаточное количество архивных и фондовых геологических материалов.
В задачу инженерно-геологической рекогносцировки входит предварительное выявление типов рельефа и геоморфологических элементов, уточнение собранных геологических материалов, осмотр и описаний имеющихся обнажений горных пород, в том числе карьеров, строительных выработок и др., выходов подземных вод на поверхность, внешних проявлений опасных геологических процессов и т. д. Для этого проводятся маршрутные наблюдения, а в необходимых случаях аэровизуальные наблюдения, проходка отдельных неглубоких горных выработок,, геофизические исследования и другие виды работ. По итогам рекогносцировки составляется схематическая карта инженерно-геологических условий района.

Инженерно-геологический съёмка
Инженерно-геологическая съёмка проводится для площадной оценки и картирования инженерно-геологических условий района (участка) строительства. В состав инженерно-геологической съёмки входит полный комплекс полевых, лабораторных и камеральных работ (рис. 5.10).


Рис. 5.10. Полевые, лабораторные и камеральные работы в составе инженерно-геологической съемки

Масштаб инженерно-геологической съемки определяется размерами изучаемой территории, видом строительства и характером проектируемых сооружений, сложностью инженерно-геологических условий и т. д. Различают съёмки крупномасштабный или специальные (1:50000 и крупнее), среднемасштабные и мелкомасштабные.
На основе полученных в ходе съемки данных составляют инженерно-геологическую карту района строительства. Это дает возможность выполнить инженерно-геологическое районирование территории и выделить участки, наиболее пригодные для строительства.
Инженерно-геологическая карта это сведения о важнейших инженерно-геологических факторах в пределах изучаемой территории, состоит из собственно карты, условных обозначений, инженерно-геологических разрезов и пояснительной записки.
На инженерно-геологических картах отражают литологический состав и свойства пород, их распространение, условия залегания возраст и происхождение, сведения о подземных водах и природных геологических и инженерно-геологических процессах.
Для составления инженерно-геологических карт используют различные вспомогательные карты: фактического материала, топографические, геологические, гидрогеологические, геоморфологические и карты строительных материалов.
Инженерно-геологические карты бывают трех видов: 1) инженерно-геологических условий; 2) инженерно-геологического районирования и 3) инженерно-геологические карты специального назначения.
Карты инженерно-геологических условий содержат информацию с расчетом на удовлетворение всех видов наземного строительства. Ее используют для общей оценки природных условий местности, где будет осуществлено строительство.
Карта инженерно-геологического районирования отражает разделение территории на части (регионы, области, районы, участки и т. д.), в зависимости от общности их инженерно-геологических условий. Карты специального назначения составляют применительно к конкретным видам строительства или сооружения. Они содержат оценку инженерно-геологических условий территории строительства и прогноз геологических процессов и явлений.
Для решения вопросов, связанных с детальным изучением подземных вод, проводят гидрогеологическую съемку.
Гидрогеологическая съемка комплексное полевое исследование гидрогеологических условий с целью их картирования, с ее помощью обосновывают выбор участка водозабора и выявляют запасы подземных вод, дают оценку гидрогеологических условий территории водохранилищ, бассейнов и др., изучают общие гидрогеологические условия района и т.. д.
Оценка территории по условиям водоснабжения на базе подземных вод может быть дана с помощью карты гидрогеологического районирования.

Инженерно-геологическая разведка
Инженерно-геологическая разведка производится на завершающем этапе изысканий и служит для уточнения инженерно-геологических условий под отдельным зданием или сооружением. Основанием для ее производства являются материалы инженерно-геологической съемки,
В результате инженерно-геологической разведки должны быть получены исходные количественные данные, необходимые для инженерно-геологической характеристики грунтовых оснований в сфере взаимодействия зданий и сооружений с геологической средой и для прогноза изменения свойств грунтов на период строительства и эксплуатации.

5.7. Стадийность инженерно-геологических изысканий

Инженерно-геологические изыскания для строительства выполняются последовательно на различных стадиях (этапах).
Различают следующие основные стадии работ: предпроектную (она включает прединвестиционную документацию, градостроительную документацию и обоснование инвестиций в строительство) и проектную (в состав которых входят проект и рабочая документация для строительства предприятий, зданий и сооружений).
В период строительства, эксплуатации, реконструкции и ликвидации строительных объектов инженерно-геологические изыскания должны быть при, необходимости продолжены.
Предпроектная документация разрабатывается с целью обоснования целесообразности строительства объекта, выбора строительных площадок и направления магистральных транспортных и инженерных коммуникаций, основ генеральных схем инженерной защиты от опасных геологических процессов и др.
Инженерно-геологические изыскания на предпроектных стадиях выполняют для крупных и сложных объектов. Они должны обеспечить изучение основных особенностей инженерно-геологических условий значительных по площади и по протяженности территорий.
Основной объем инженерно-геологических работ выполняют на этапе обоснования инвестиций в строительство. В состав работ входит: проведение инженерно-геологической съемки на территории проектируемых строительных объектов и трасс линейных сооружений. Проводятся буровые и горнопроходческие работы, полевые Методы исследования грунтов, лабораторные исследования, стационарные наблюдения и другие виды работ.
На всех предпроектных этапах (прединвестиционной документации, градостроительной и обоснования инвестиций в строительство) значительное внимание уделяют прогнозу оценки воздействия объектов строительства на геологическую среду.
Инженерно-геологические изыскания для разработки проекта должны обеспечивать комплексное изучение, инженерно-геологических условий уже выбранной площадки (участка, трассы) и прогноз их изменений при строительстве и эксплуатации объекта.
По сравнению с цредпроектным этапом перечень основных видов инженерно-геологических исследований практически не меняется, однако детальность их проведения увеличивается.
Инженерно-геологические изыскания для разработки рабочей документации проводятся на окончательно выбранной стройплощадке для отдельных зданий и сооружений с целью детализации и уточнения инженерно-геологических условий. Проходят скважины и шурфы (чаще всего по контурам и осям проектируемых зданий и сооружений), определяют расчетные показатели физико-механических свойств грунтов, выполняют полевые исследования грунтов, опытно-фильтрационные работы и геофизические исследования. Продолжают начатые на предшествующих этапах изысканий стационарные наблюдения за развитием опасных геологических процессов, режимом подземных вод и т. д.
По результатам изысканий, как и на всех предшествующих этапах, составляют технический отчет.
Для технически несложных объектов, а также при строительстве по типовым проектам инженерно-геологические изыскания выполняют для одной стадий: «рабочего проекта», при которой рабочая документация разрабатывается одновременно с проектом.
Инженерно-геологические изыскания в период строительства выполняют лишь в особых случаях: 1) при строительстве ответственных зданий и сооружений, особенно в сложных инженерно-геологических условиях; 2) в условиях стесненной городской застройки; 3) при длительных перерывах во времени между окончанием изысканий и началом строительства объектов и т, д.
Инженерно-геологические изыскания в период строительства включают: 1) уточнение геологических и гидрогеологических условий в период вскрытия котлованов, тоннелей, прорезей и других выемок, выявление расхождений натурных условий с проектными данными, внесение при необходимости соответствующих корректив и проведение дополнительных изыскательских работ; 2) контроль за ведением строительного водопонижения, инженерной подготовкой оснований зданий и сооружений, производством работ по закреплению грунтов и т. д.
Специальные инженерно-геологические исследования в период строительства проводят за определением скорости выветривания грунтов в откосах котлованов (выемок) и их устойчивости, за развитием склоновых и других гравитационных процессов в откосах котлованов и др.
По результатам инженерно-геологических изысканий в период строительства представляют технический отчет (заключением который может служить основанием для внесения соответствующих корректив в процессе производства строительно-монтажных работ.
В период эксплуатации объектов в необходимых случаях в соответствии с заданием Заказчика проводят обследования грунтов оснований фундаментов существующих зданий и сооружений, а также при их расширении, строительстве новых близко примыкающих зданий и в других случаях.
При необходимости в период эксплуатации объектов осуществляют стационарные наблюдения (локальный мониторинг) за развитием опасных геологических процессов, деформациями зданий и сооружений и другими неблагоприятными факторами.
Инженерно-геологические изыскания для реконструкции зданий и сооружений проводятся, как правило, в условиях плотной застройки и поэтому должны осуществляться с учетом конкретной природно-технической ситуации. По своему составу, объёмам и применяемым методам изыскания для реконструкции значительно отличаются от изысканий под новое строительство. В частности, обязательным видом работ является натурное обследование окружающей территории и реконструируемого здания. В ходе обследования устанавливают геотехническую категорию объекта, необходимые объемы работ по изысканиям, принципиальные варианты реконструкции и усиления и др.
По результатам инженерно-геологических изысканий составляется технический отчет (заключение), в котором приводятся рекомендации для принятия проектных решений, обосновывается необходимость усиления оснований, анализируются причины деформаций и мероприятия по их стабилизации и др.
Небольшой объем инженерно-геологических изысканий выполняется в период ликвидации зданий и сооружений. Цель этих работ - обоснование проектных решений по санаций (оздоровлению) и рекультивации нарушенной территории, оценка опасности и риска от ликвидации объекта и др.













СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бакиров А.А., Бакиров Э.А., Мелик-Пашаев В.С., Юдин Г.Т. - Теоретические основы и методы поисков и разведка скоплений нефти и газа. М., Высшая школа, 1976.
2. Бондаренко С.С., Афанасьев С.Л., Потапов Г.И., Лукин В.Н. - Геология. М., МГОУ, 2012.
3. Гавич И.К. Гидрогеодинамика. М., Недра, 1988.
4. Гальперин А.М., Зайцев В.С., Норватов Ю.А. Гидрогеология и инженерная геология. М., Недра, 1989.
5. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И., Физика нефтяного и газового пласта. М., Недра, 1982.
6. Иванова М.М.. Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. М., ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.
7. Короновский Н.В., Якушова А.Ф. Общая геология. М., Высшая школа, 1991.
8. Милосердова Л.В. Геология, поиски и разведка нефти и газа. М., Макс-Пресс, 2007.
9. Передельский Л.В., Приходченко О.Е. Инженерная геология. Ростов-на-Дону, Феникс, 2006
10. Шварцев С.Л. Общая гидрогеология. М., Недра, 1996.








13PAGE 15


13 PAGE 14115

13PAGE 15


13PAGE 1415215















77777777/77777777777

[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]

[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]

[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]

:

13 EMBED CorelDraw.Graphic.8 1415
Рис. 2.16. Диаграмма фазового состояния чистого этана (по Ш.К.Гиматудинову):



13 PAGE \* MERGEFORMAT 14815




Приложенные файлы

  • doc 8864256
    Размер файла: 1 MB Загрузок: 2

Добавить комментарий