WWW.KNIGA.SELUK.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА - Книги, пособия, учебники, издания, публикации

 

Pages:   || 2 |

«Электрофизическая методология исследований самоорганизации нефтегазовых месторождений. Сальников В. Н., Шелегин А. С. Институт природных ресурсов Томский политехнический ...»

-- [ Страница 1 ] --

Электрофизическая методология исследований самоорганизации

нефтегазовых месторождений.

Сальников В. Н., Шелегин А. С.

Институт природных ресурсов Томский политехнический университет

Томск, Россия

Salnikov V. N., Shelegin A. S.

Institute Natural Resources Tomsk Polytechnic University

Tomsk, Russia

Введение

Законы природы приводят к появлению определённого порядка из

первоначального хаоса и затем усложнению и развитию образовавшихся упорядоченных структур. Для того чтобы выработать подход, который имел бы возможность приложения к самым различным явлениям в разных научных дисциплинах, был предложен термин синергетика [1]. Синергетика – это наука, занимающаяся исследованием процессов самоорганизации (образования, поддержания и распада структур в неравновесных сложных системах). Эти системы имеют вход и выход, то есть обмениваются с окружающей средой потоками энтропии (энергии, вещества, информации). Поэтому система оказывается выведенной из состояния термодинамического равновесия (становится неравновесной). В системе происходят необратимые процессы, которые могут самопроизвольно протекать только в одном определенном направлении [2]. Сама система является иерархией подсистем, образующих целостность. Протекающие процессы имеют кооперативный (коллективный) характер. Подавляющая часть геологических систем представляет собой системы с химическим взаимодействием, где в ходе физико-химических процессов образуются скопления минералов. Тем не менее, статистический подход к проблемам самоорганизации позволяет подойти к анализу самоорганизации открытых систем, критериев их относительной степени упорядоченности. На основе синергетики появилась возможность предсказания событий природных и техногенных катастроф, раскрытия механизмов метасоматоза и метаморфизма, приводящих к концентрации рудных компонентов, что является одной из актуальных проблем геологоразведки [3].

К числу сложных систем с подсистемами можно отнести: минерал, горную породу, интрузивные и эффузивные тела, фации и формации в геологии [4].

Определение синергетики можно сформулировать, как науки, изучающей закономерности и механизмы самоорганизации (перехода от хаоса к порядку) в открытых нелинейных системах сложной конфигурации, каковой, безусловно, являются месторождения нефти. Так как существуют несколько теорий образования нефти, то необходимо рассмотреть нелинейность процессов происхождения нефти в системах и в подсистемах оболочек Земли.




I. Образование нефти и газа в природе.

Нефть [ (нафта)] – жидкий каустобиолит.

Каустобиолиты [ g (каустос)] – горючие ископаемые. Термин введен Патонье в 1908 г. К каустобиолитам относят богатые органическим веществом горючие породы и минералы – продукты преобразования остатков растительных и животных организмов под воздействием геолого-геохимических факторов [5].

По условиям образования каустобиолиты разделяются на 2 группы:

Каустобиолиты угольного ряда (торфы, ископаемые угли, горючие 1.

сланцы) и минералы (например, янтарь).

Каустобиолиты нефтяного (и нафтоидного) ряда, имеющие 2.

миграционную природу (нефти, асфальты, озокериты и др.).

Генетически нефть представляет собой обособившийся в самостоятельные скопления концентрат жидких, преимущественно углеводородных, продуктов преобразования в осадочной толще захороненного органического вещества.

Состоит из углеводородов метанового, нафтенового и ахроматического рядов с примесью сернистых, азотистых и кислородных соединений.

Происхождение нефти находится в теснейшей связи с другими фундаментальными проблемами современной науки, в частности, эволюцией углеродистых соединений в космосе и возникновением жизни на Земле [6].

Очень важно ответить на вопрос, что представляют нефтяные углеводороды с точки зрения их генезиса и места в общей схеме эволюции углеродистых соединений; к какой категории органических веществ они принадлежат – прогрессивной или регрессивной. Если нефтяные углеводороды возникли в результате нормальной поступательной эволюции углеродистых соединений по принципу от простого к сложному, то будет доказана абиогенная (неорганическая) природа нефти. Если нефтяные углеводороды это регрессивная форма органических соединений, и появились они в результате возвратного преобразования углеродистых соединений животного происхождения по принципу от сложного к более простому, то будет доказана биогенная (органическая) природа нефти.

Большинство геологов придерживаются мнения об органическом происхождении нефти. Органическая гипотеза построена на одном единственном факте – на сходстве химического состава нефтяных углеводородов с составом углеводородов животного и растительного органического вещества. В основу гипотезы неорганической нефти положены результаты лабораторных опытов, где обычными химическими реакциями из простых элементов – углерода и водорода – получена настоящая нефть, которая ничем, кроме оптической неактивности составляющих ее углеводородов, не отличается от природной [7]. Перед геологами всегда стояла проблема выбора между двумя следующими формулами:

Живая Неживая Нефть органика органика Неживая Нефть Живая органика органика Первая из этих формул положена в основу органической гипотезы, вторая – неорганической.

М.В. Ломоносов высказал догадку об образовании нефти в результате подземной перегонки углей: «… выгоняются подземным паром из приуготовляющих каменных углей оная бурая и черная масляная материя и вступает в разные расселины и полости». Он выдвинул идею дистилляционного (перегонка) варианта органического происхождения нефти [8]. А. Гумбольт был первым, кто высказал предположение о неорганическом происхождении нефти при вулканических извержениях. Д.И. Соколов (1839 г.) говорил об образовании нефти в результате вторичных химических реакций в изверженных породах [9].





В 1859 г. в Пенсильвании (США) Э. Дрейк пробурил первую скважину, давшую приток нефти с глубины 20 м. Это событие ознаменовало рождение нефтяной промышленности. В России такой датой считается 1863 год, когда был получен нефтяной фонтан на Кубани. Более 150 лет человечество использует нефтяные и газовые ресурсы Земли. За это время получено более 70 млрд. т.

нефти и 40 трлл. м3 газа, открыто около 30 тысяч нефтяных и газовых месторождений. Ежегодно добывается около 3 млрд. т. нефти и 1,5 трлл. м3 газа.

Однако до сих пор окончательно не сформировалось единого мнения о происхождении этих полезных ископаемых [10]. Б.А. Соколов считает, что источником нефти и газа, безусловно, является рассеянное органическое вещество, накапливающееся вместе с осадком в древних и современных водоемах. Но в то же время на превращение этого вещества в углеводороды важное влияние оказывают процессы, происходящие в глубинных зонах Земли.

О связи исходного органического вещества нефти и газа с рассеянным в породах органическим веществом свидетельствуют обнаруженные в нефти, асфальтах и экстрактах органического вещества пород (битумоидах) хемофоссилий (химические ископаемые) – остатки молекул живых организмов.

Накапливаясь вместе с минеральными частицами осадочных пород в морских, океанских и озерных водоемах, рассеянное органическое вещество стало источником основной массы нефти и природного газа. Поэтому там, где имеются водоемы, вместе с осадками накапливаются исходные для образования нефти и газа рассеянные органические вещества. Считается, что этот процесс начался на самых ранних стадиях существования Земли, 3,5-4 млрд. лет назад, с раннего архея, когда появились зоны жизни и продолжаются до настоящего времени.

Принципиально важным является вопрос: можно ли представления о биогенной природе распространить не только на нефтеобразующие вещества, но и непосредственно на самую нефть? То есть, возникают ли нефтяные углеводороды и другие соединения, входящие в состав нефти, уже в телах живых организмов или же они образуются лишь в результате превращений вещества мертвых организмов под действием неорганических факторов? Большинство ученых считают нефть продуктом сложных химических превращений вещества исходных организмов, а не процесса отбора углеводородов, которые уже были в наличии в телах организмов [11].

Было установлено, что углеродистые и углеродсодержащие породы являются широко распространенной и неотъемлемой составляющей осадочнометаморфических толщь в пределах Рис.1. Микрофотографии различных форм проявления углеродистого вещества в породах (увел.

в 21 раз): I – точечная, или тонкодисперсная. Темное углеродистые породы стали называть – – крупный кристалл, насыщенный углеродом в виде точек, светлое – основная масса; II – точечная форма распределения углерода (темное) в гнейсах (светлое). Расположение точек углерода подчеркивает литологический состав породы; III – межзерновая, или межкристаллическая. Темная кайма на снимке подчеркивает явление автолизии, кремнистые, и карбонатные, и даже т.е. отторжения углерода растущим кристаллом большинство черных сланцев – это былые морские осадки, тогда как угли и сопровождающие их углистые породы – это продукт наземного континентального Рис.1. Видно также углеродистое вещество между отдельными кристаллами и точки углерода в основной массе;IV – межкристаллическая.

В центре – растущий кристалл. В процессе его краям; V – отдельные крупные формы. Темное на снимке – углеродистое вещество в породе; VI – трещинная, или микротрещинная. На снимке видны несколько трещин разной величины, наполненных углеродистым веществом. Здесь же отмечается точечная форма. (С.А. Сидоренко, 1976).

традиционно называемые горючими сланцами. Горючие сланцы при нагревании дают смолу – «сланцевую нефть». «Oil shale» - «нефтяные сланцы».

Оценки потенциальных ресурсов «сланцевой нефти» дают цифру 51014 л, что сопоставимо с извлекаемыми запасами нефти в залежах [15].

Механизм превращения рассеянного органического вещества осадочных пород в самостоятельно существующие жидкие и газовые углеводороды, концентрация которых приводит к появлению залежей и месторождений нефти и газа в недрах Земли, до сих пор до конца не определен. Н.Б. Воссоевичем (1967, 1975) предложена концепция о стадийности процесса образования нефти [16].

1. Стадия седиментогенеза – образование осадка.

Под седиментогенезом Н.Б. Воссоевич понимает именно выпадение осадка от первого момента его пребывания на дне водоема до наступления стадии диагенеза, то есть наступления такого момента, когда между средой в осадке и водой в бассейне седиментации не наступит геохимическое противоречие [17,18].

Для этой стадии характерны биогенные углеводороды, образовавшиеся как в тканях самих организмов, так и в выделяемых ими метаболитах (продуктов обмена веществ в живых организмах), попавших затем в водную среду бассейна седиментации и в недавно сформированный осадок. Считают, что это самая ранняя генерация «юной» макронефти.

2. Диагенетическая стадия нефтеобразования. Она развивается в процессе превращения осадка в осадочную породу. Начинается стадия биоокислением нефтесодержащего органического вещества в условиях аэробного [ (воздух)], в присутствии свободного кислорода, затем анаэробного (безкислородного) диагенеза.

В зоне бактериальной переработки органических веществ могут накапливаться полимеры. Здесь преобладают твердые углеводороды. После затухания биохимических процессов в последующей диагенетической переработке органического вещества вероятна незначительная генерация углеводородов при гумификации (процесс микробиологического разложения) и битуминизации (процесс, специфичный для восстановительного преобразования сапропелевого органического вещества в период диагенеза).

На стадии катогенеза развивается длительная постепенная дифференциация геополимеров органических веществ. Не ясно, приводит ли эта генерация микронефти на этой стадии к формированию промышленных залежей нефти.

3. Главная стадия в развитии преобразования органического вещества в нефть названа Н.Б. Вассоевичем (1967) главной фазой нефтеобразования (ГФН), а место в осадочном бассейне главной зоной нефтеобразования (ГЗН). Здесь развивается десорбция (отделение) микронефти от органического вещества и минеральной части материнской породы и её эмиграция путем растворения в отжимаемых из осадка поровых водах. Вода содержит СО2 и углеводородные газы, образующиеся вместе с микронефтью. Органическое вещество осадков превращается в кероген.

Согласно этим представлениям, нефть в осадочных породах образуется только тогда, когда породы при своем поступлении достигают глубин с достаточно высокой температурой, необходимой для термической деструкции керогена (термин «кероген» используется для обозначения органического вещества горючих сланцев, а также сингенетичного рассеянного органического вещества любого генетического типа).

Исследования показали, что органическое вещество осадочных, нефтегазоматеринских пород начнет генерировать нефть в значительных количествах, когда эти отложения погрузятся на глубину 2-4 км, где температура недр обычно достигает 80-150С.

При дальнейшем погружении отложения оказываются в зоне с более высокими температурами, 150-250 С (на глубинах 4-60 км и более). Здесь при более высоких термодинамических параметрах образование в этих толщах нефти сменяется интенсивным образованием газа. Эта глубинная зона получила Зональность образования нефти. (Из работы А.Я. Архипова) [19].

название главной зоны газообразования, находящиеся в ней отложения являются очагом газообразования (табл.1).

Только при отложении нефтегазоматеринских пород на глубины 3-7 км и более, эти породы имеют возможность реализовать свой нефтегазовый потенциал [10].

Образование нефти и газа наиболее заметно происходит в тех осадочных бассейнах, где достаточно быстро накапливается большое количество осадков и породы, интенсивно прогреваются. Эти процессы характерны для определенных тектонических элементов земной коры, и особенно для рифтовых зон и геосинклинальных прогибов (рис.2).

Образование нефти и газа при возникновении в слое осадочных пород раскрывающихся трещин, которые служат путями движения прогретых до высоких температур флюидных потоков из верхней мантии Земли. Например, при анализе космических снимков западного побережья Крымского полуострова, где обнаружены скопления нефти и газа, отчетливо выделяется целый ряд Рис.2. Приуроченность некоторых районов образования нефти и газа к рифтовым зонам осадочных бассейнов: Западно-Сибирского (а), бассейна Северного моря (б). (Из работы Б.А. Соколова).

Рис.3. Трещины раскрытия западного Крыма, установленные при расшифровке космических снимков.

клинообразных трещин, которыми являются Каркитинский и Донуэлавский заливы и другие структуры, раскрывающиеся в сторону моря (рис.3).

Морское осадконакопление приводит к появлению очагов образования нефти и газа и сопровождается образованием вертикальных путей миграции углеводородов, генерируемых этими очагами. По этим же путям поднимаются восходящие флюидные потоки – продукты дегазации мантии и нижних частей земной коры. За счет действия этих потоков осуществляется перенос тепла и массы, и улучшаются условия миграции углеводородов и материнских толщ в коллекторские горизонты. Таким образом, активизируется деятельность очага нефтегазообразования. Предполагается, что горячий газово-жидкий поток растворяет углеводороды нефтематеринских отложений и переносит их в породы коллектора (собиратели).

Нефтегазоносность осадочных бассейнов характеризуется тремя условиями:

1. Накоплением мощного слоя осадков.

2. Существованием раскрывающихся трещин.

3. Поднимающимся из глубин, прогретым до высоких температур, флюидным потоком.

Считают, что перемещение углеводородов из нижних частей нефтегазоносных бассейнов (где температура 150-300С) осуществляется в виде вертикально поднимающихся однофазовых гомогенных растворов. Об этом свидетельствуют и исследования углеводородных газово-жидких включений минералов гидротермальных жил [20]. На фото 1 представлено изображение газового включения в эвдиалите, содержащего битум.

Фото 1. Результаты нагревания газового включения в эвдиалите с «каплями» битума.

а, – включение до нагревания (а – в обычном проходящем свете; – люминесценция битума в сине-фиолетовых лучах); б, б' – соответственно то же после нагревания до 350, распределение конденсата битума подчеркивает микроскульптуру стенок полости. (Из работы С.В. Никорского).

Эвдиалит (диалитос) – растворимый – (Na,Ca)5(Zr,Fe,Mn)[O,OH, Cl][Si6O17].

Встречается в ультрапрочных нефелиновых сиенитах и пегматитах (синоним – лопарская кровь).

В более высоких частях бассейна, где вертикальные трещины развиты слабо, а температуры и давление уменьшаются, жидкие углеводородные компоненты растворов будут выделяться (конденсироваться) в свободную фазу и насыщать имеющиеся резервуары. Считается, что независимо от размеров скопления нефти и газа в месторождениях, они образуются за 2-10 млн. лет. Это время максимальной производительной деятельности генерационного потока. Когда нефтематеринская порода выявлена, её можно всесторонне исследовать, изучить её нефтегенерационный потенциал и степень преобразованности органического вещества. На основании комплексных исследований, в том числе и геохимии углерода, можно получить обобщающую картину [21].

Например, на карте нефтегенерационного потенциала баженовской свиты хорошо видно, что максимальный нефтегенерационный потенциал характерен для среднего Приобья, который наиболее богат нефтью (рис.4).

Рис.4. Плотность нефтегенерационного потенциала нефти баженовской свиты.

Б.А. Соколов (1985) предлагает выделить углеводородную сферу Земли. Под ней понимается пространство существования углеводородных соединений и их производных, которые могут находиться в газовом, жидком, полужидком и твердом состоянии, быть растворенными в подземных водах, а также существовать в виде газово-жидких включений в минералах.

II. Закономерности размещения нефтяных и газовых месторождений в литосфере Земли.

Большой вклад в развитие нефтяной геологической науки и нефтегазовой промышленности внес Академик Андрей Алексеевич Трофимук – крупнейший советский ученый в области геологии и геохимии, поисков, разведки и промышленного освоения нефтяных и газовых месторождений (фото 2).

Ему принадлежит выдающаяся роль в разработке фундаментальных проблем Фото 2. (Из сборника «Теоретические и методологические вопросы геологии нефти и газа, 1981).

нефтяной геологии и геохимии, в научном обосновании и организации нефтепоисковых работ во многих районах нашей страны и ряда зарубежных стран, в открытии и освоении Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносной провинций, в успешном развертывании поисковых работ в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке [22].

Более 2/3 топливно-энергетического баланса промышленно-развитых стран составляют нефть и газ. Добыча их из года в год увеличивается [12].

Разрабатываются три направления для увеличения прироста запасов и добычи нефти и газа:

Продолжение поисков новых месторождений на континентах и в Увеличение нефтеотдачи пластов-коллекторов уже известных Поиски нефти и газа на больших глубинах.

Крупные месторождения нефти и газа, освоение которых экономически целесообразно занимает лишь малую часть осадочных бассейнов. Большинство залежей располагаются на глубине нескольких километров. Для их обнаружения требуются дорогостоящие буровые работы, а также большие по объему подготовительные геологические и геофизические исследования [23].

Рис.5. Установленная нефтегазоносность в зонах переходных от континентов к океанам.

Хотя осадочные бассейны покрывают значительную часть современной суши, только немногие из них содержат крупные запасы нефти и газа. На большей части площади океанов и краевых морей (70-80%) мощность осадков не превышает 1-2 км. Здесь нет условий, необходимых для формирования залежей нефти и газа [24].

Выявлен ряд закономерностей, связанных с размещением нефтегазовых ресурсов в недрах мирового океана [25].

В отдельных глубоководных котловинах с помощью бурения обнаружены углеводороды. Кроме того, в этих районах в осадочном чехле имеются дислокации, создающие структурные и литологические ловушки нефти и газа (рис.5).

Из 850 скважин глубоководного бурения более 200 вскрыли консолидированные (укрепленные, упрочненные) отложения, обеспечивающие условия для сохранности залежей углеводородов. В соответствии с теорией тектоники и плит выделяют четыре геологических типа осадочных бассейнов:

1. Бассейны современных активных окраин (островных дуг). В преддуговых бассейнах, где развиты мощные осадочные призмы, углеводороды, возможно, мигрируют из зон субдукции (погружения литосферы в мантию). Это обеспечивает аккумуляцию в преддуговых бассейнах преимущественно газовых, а во внутридуговых - нефтяных и газовых залежей.

2. Осадочные бассейны переходных областей. Этот тип осадочных бассейнов является аналогом перехода пассивной окраины к современной, активной окраине. Бассейны этого типа связаны преимущественно с краевыми морями в Тихоокеанском сегменте Земли. Например, Алеутская котловина в Беринговом море.

3. Осадочные бассейны древних пассивных окраин, испытавших столкновение с мезозойско-кайнозойскими островными дугами.

Такие бассейны связаны лишь с отдельными краевыми морями – Южным Каспием, Черным, Восточным Средиземноморьем и Мексиканским заливом.

Глубоководные котловины в пределах этих морей имеют повышенный потенциал нефтегазоносности. Это определяется развитием в них разновозрастных систем рифтов, где термический режим весьма повышен значительной мощностью осадочного чехла (до 10-30 км).

4. Спрединговые (при раздвигании океанического дна) осадочные бассейны современных пассивных окраин.

Они развиты в Индийском, Атлантическом и Северном Ледовитом океанах.

Здесь имеются условия для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления:

а) высокая мощность осадочной толщи (5-18 км);

б) главенствующее направление потока миграции углеводородов от подножья континентального склона в сторону глубоководных котловин;

в) распространение уплотненных пород мелководно-морского и глубоководного генезиса.

Процессы тектоники плит контролируют направленность эволюции осадочных бассейнов и формирование генетических типов бассейнов, а также особенности их структуры и потенциал нефтегазоносности [24].

В результате бурения сверхглубоких скважин на перспективных участках нефтегазоносных бассейнов открыт целый ряд газовых и газоконденсатных месторождений. Например, в штате Техас одна из скважин дала приток газа с глубины 7663-8033 м. В Азербайджане, на глубине свыше 4500 м открыто нефтяных, 5 газонефтяных и 6 газоконденсатных месторождений. Поэтому проблема поисков залежей нефти и газа на больших глубинах остается как теоретической, так и практической задачей (рис.6).

Закономерности фазового состояния углеводородов с ростом глубины достаточно хорошо изучены: в верхней части нефтегазоносной части сосредоточен газ, глубже залегает нефть, газоконденсаты и, наконец, «сухой» метановый газ (рис.7).

Смена с глубиной нефтяных залежей газовыми и газоконденсатными находится в соответствии с осадочно-миграционной теорией [26].

Рис.6. Нефтегазоносные бассейны СССР с мощностью осадочных пород свыше 5 км (по А.М. Серегину, Б.А. Соколову, Ю.К. Бурлину): 1 – Предкарпатский, 2 – Припятский, 3 – Азово-Кубанский, 4 – Восточно-Черноморский, 5 – Южно-Каспийский, 6 – Терско-Каспийский, 7 – Южно-Мангышлакский, 8 – Волго-Уральский, 9 – Каракумский, 10 – Сырдарьинский, 11 – Афгано-Таджикский, 12 – Ферганский, 13 – Тимано-Печерский, 14 – Западно-Сибирский, 15 – Тунгусский, 16 – Анабаро-Ленский, 17 – Лено-Вилюйский, 18 – Иркутский, 19 – Патомский, 20 – Алдано-Майский.

Рис.7. Генетическая зональность размещения залежей нефти и газа в симметричных (I) и асимметричных А – разрез; Б – плановое положение. 1-3 – залежи: 1 – газовые, 2 – нефтяные и нефтегазовые, 3 – газоконденсатные; 4 – направление миграции; 5 – очаг нефтегазообразования; 6 – главная зона нефтеобразования; 7 – фундамент бассейна. (Из работы Б.А. Соколова, А.М. Серёгина).

Рис.8. Схематическая карта Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (по М.М. Грачевскому и др.). Характерно, что почти все крупные месторождения нефти и газа сосредоточены в той части бассейна, в которой в конце юрского периода происходило быстрое погружение, а не там, где в мезозойское и кайнозойское время имело место медленное погружение. (Из работы Е.В. Артюшкова, 1987).

Благодаря большой длительности погружения, во впадине успевает накапливаться очень много осадков, иногда их толщина достигает 10-15 км.

Рис.9. Сейсмологический разрез через северо-восточную часть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (по Н.Я. Кунину). Положение разреза показано на предыдущем рисунке. На разрезе хорошо прослеживается непрерывность мелководных слоев, которые образовались перед быстрым погружением и залегают под относительно глубоководными отложениями баженовской свиты.

Считается, что в быстро погрузившихся осадочных бассейнах вероятность возникновения крупных месторождений нефти и газа значительно выше, чем в Фото 3. Томская область. Буровая вышка на Герасимовской площади.

Каргасокская нефтяная геологоразведочная экспедиция. Слева – сотрудники Томского политехнического института:

Фото В.Н. Сальникова. Октябрь, 1984 г.

быстрых погружений прилегают осадочные бассейны, где толщина осадков также очень велика – в отдельных местах она достигает 8 км. Однако месторождения нефти и газа там отсутствуют (рис.10).

Рис.10. Ближневосточные нефтегазоносные бассейны.

Здесь, как и в других регионах, почти все крупные месторождения нефти и газа приурочены к области быстрого погружения.

Известно, что для ряда областей в этом регионе характерны высокие тепловые потоки – до 1,5-2 мкКал/см2.С.

Тепловой поток в Западно-Сибирском бассейне примерно 1,5 мкКал/см2С., что существенно выше, чем в стабильных областях медленного погружения – 1, мкКал/см2. С. Более полно этот вопрос освещен в монографии И.И. Амосова, Н.П.

Гречишникова, В.И. Горшкова и др. (1982) [27].

Известно, что для ряда областей в этом регионе характерны высокие тепловые потоки – до 1,5-2 мкКал/см2. С.

Тепловой поток в Западно-Сибирском бассейне примерно 1,5 мкКал/см2. С., что существенно выше, чем в стабильных областях медленного погружения – 1, мккал/см2. С.

Такие большие тепловые потоки указывают на сильное сокращение мощности литосферы и близость к границе астеносферы.

Исследования показывают, что даже в областях быстрых погрешностей далеко не всегда соблюдаются условия, необходимые для формирования и сохранения крупных объемов углеводородов. В то же время, на территории Западно-Сибирской плиты, в доюрских отложениях, установлены не только нефтегазопроявления, но и открыты промышленные залежи нефти и газа (фото 3;4).

Фото 4. Томская область. Буровая установка на нефтяном месторождении Северо – Калиновое.

Вертолёт привез очередную вахту геологов. Октябрь, 1984 г. Фото В.Н. Сальникова.

Залежи углеводородов приурочены к выветренным и трещиноватым вулканогенно-осадочным и терригенно-карбонатным отложениям триасового и палеозойского возраста, а также к зонам коры выветривания метаморфических и изверженных пород фундамента [28,29]. Например, Калиновое месторождение открыто в 1973 г. Месторождение расположено в юго-западной части Томской области, в 25 км к юго-западу от с. Пудино.

В тектоническом отношении оно находится в юго-восточной части Нюрольской впадины, в зоне сочленения Пудинского провала и Таволгинского структурного мыса. Залежь нефти и газа в палеозойских известняках на Калиновом месторождении вскрыта в своде западного купола структуры.

Коллекторы в известняках трещинного типа (рис.11).

Рис.11. Схематическая структурная карта (а) и профиль (б) Калинового нефтяного месторождения по а) 1 – изогипсы по поверхности палеозойских известняков, 2 – скважины, вскрывшие известняки, 3 – скважины, не вскрывшие известняки, 4 - - предполагаемое положение водонефтяного контакта, 5 – предполагаемое нарушение; б) 1 – песчаники, 2 – кора выветривания, 3 – известняки, 4 – долерито-диабаз, 5 – залежи нефти выявленные, 6 – залежи нефти предполагаемые, 7 – предполагаемое дизъюнктивное нарушение.

Скважина 6, пробуренная в своде купола структуры, вскрыла отложения палеозоя в интервале 2803-3020 м. Признаки нефтегазоносности в виде запаха нефти и выделения пузырьков газа отмечались в керне из интервала 2839.2м. При опробовании интервала 2990-3005 м получен промышленный приток нефти и газа с дебитами соответственно 19,7 м3/сут. и 57,6 тыс. м3/сут.

Нефть легкая, имеет удельный вес 0,8182 г/см3.

III. Проблемы нефтегазонакопления.

Подробно с проблемами геологии нефти и газа можно ознакомиться в трудах З.Т. Алексеровой и др. (1958); М.А. Алексеевой и др. (1976); И.В. Высоцкого (1981); А.Э. Конторовича; Л.К. Зятькова (1979) [30,31,32,33,14,34].

Проблемами геологии и нефтегазоносности крупнейших нефтегазоносных провинций – Западно-Сибирской, Лено-Тунгусской и Хатангско-Вилюйской занимался Академик Алексей Эмильевич Конторович - известный специалист в области геологии нефти и газа, органической геохимии, математической геологии (фото 5).

А.Э. Конторович внёс значительный вклад в развитие теории нефтегенеза, в региональную, изотопную и молекулярную органическую геохимию, теорию и практику количественного прогноза нефтегазоносности, в методику полевых и разведочных работ. Сделал научное обоснование в открытие нефтегазоносности докембрия.

В нефтегазовой геологии господствует антиклинально-гравитационная гипотеза формирования залежей нефти и газа. Сущность её сводится к тому, что нефть и газ, находясь в пластах пористых водонасыщенных пород-коллекторов, постепенно вытесняются вверх по направлению пласта и концентрируются в его антиклинальных (куполообразных) складках или наиболее приподнятых (головных) участках пласта – зона выклинивания (рис.12).

Рис.12. Схема аккумуляции углеводородов по антиклинально-гравитационной концепции.

Нефть и газ, находясь в пластах пористых водонасыщенных пород-коллекторов, вытесняются вверх по направлению пласта и концентрируются в куполообразных складках (антиклинальных ловушках) и наиболее приподнятых участках пласта – зонах его выклинивания (Ю.Я. Большаков, 1990).

Зародилась антиклинально-гравитационная гипотеза еще в 1859 г., когда полковник М. Дрейк в Пенсильвании (США) обнаружил связь нефтяных залежей с антиклинальными поднятиями. С того времени поисковые работы на нефть и газ базируются на принципах этой гипотезы. На её основе было открыто более тысяч известных в мире залежей нефти и газа [35].

Антиклинально-гравитационная концепция освещает лишь частный случай процесса нефтегазонакопления. Поэтому эффективность поисковых работ, основанных на её принципах, редко превышает 50%. Наиболее низка она в Восточной Сибири – не более 20%.

Растет интерес к альтернативным источникам нефти и газа – битумам, горючим сланцам, каменному углю (И.А. Олли, 1975; С.В. Атанасян, 1982).

Большие надежды возлагают на возможность открытия газовых гидратов. Это твердые химические соединения, Образовавшиеся при взаимодействии газов с водой при относительно низких температурах в скважинах на месторождениях, открытых в северных широтах.

Доказана возможность широкого распространения природных газогидратных соединений в породах с пониженными пластовыми температурами [36]. Запасы в газогидратных соединениях планеты весьма значительны (рис.13).

Рис.13. Распространение зон гидратообразования на Земле, в океане, на материках в зонах развития мерзлых пород; на участках суши, покрытых ледником. (А.А. Трофимук, Н.В. Черский, В.П. Царёв, 1979).

На небольших и средних глубинах открыто немало месторождений нефти и газа, формирование которых противоречит антиклинально-гравитационной гипотезе. Все месторождения, не «вписывающиеся» в антиклинальногравитационную концепцию, подразделяются на две группы:

1. месторождения с залежами нефти, содержащимися в более крупнопористых породах, чем породы экраны;

2. месторождения с залежами в относительно мелкопористых породах, экранами для которых служат крупнопористые водоносные пласты.

Основное сопротивление миграции нефти и газа обеспечивает капиллярное давление. По закону Юнга-Лапласа, величина давления, возникающего в пористой среде на границе воды и углеводородов, пропорциональна произведению коэффициента межфазного поверхностного натяжения на радиусе кривизны поры. При этом, если поверхность пор смачивается пластовой водой (поверхность гидрофильна), то капиллярное давление на границе воды и углеводородов положительно, в гидрофобной же среде (не смачивается) оно отрицательно.

В реальных условиях широко распространены как гидрофильные, так и гидрофобные песчаные породы – коллекторы (рис.14).

Рис.14. Схематические разрезы капиллярно-экранированных нефтяных месторождений: Лесное в Краснодарском крае (вверху) и Демское в Башкирии (внизу). В обоих случаях залежи, располагающиеся в крупнопористых или среднепористых песчаниках, экранируются водоносными проницаемыми Известно, что жидкости и газы самопроизвольно стремятся обрести такое положение и формы, которые соответствуют минимуму поверхностной энергии.

В гидрофильной породе нефти и газу энергетически выгодно находиться в сравнительно крупных порах, а воде – в мелких. В мелкие поры углеводороды «не пускают» капиллярное давление.

В гидрофобной среде, где нефть и газ удерживаются капиллярными силами в относительно мелких порах, а вода занимает крупные.

Поэтому нефтяные и газовые месторождения можно отнести к типу капиллярно-экранированным залежам, который на основе поверхностномолекулярных свойств пород коллекторов подразделен на гидрофильный и гидрофобный класс.

Капиллярно-экранированные залежи метастабильны и, в сравнении с традиционными, более чувствительны к различным геологическим метаморфозам (сейсмической активности, температуре и наличию вечной мерзлоты).

Например, в нижнеюрских отложениях Западной Сибири открыто несколько месторождений нефти. Одно из них – Талинское. Залежи нефти зачастую Рис.15. Схематическая карта размещения зон регионального нефтегазонакопления, по М.Я. Рудкевичу и Зоны регионального нефтегазонакопления (цифры на схеме): I – Березовская, II – Шаимская, III – Красноленинская, IV – Юганская, V – Каймысовская, VI – Демьянская, VII – Александровская, VIII – Васюганская, IX – Нижневартовская, Х – Сургутская, XI – Среднепурская, XII – Уренгойская, XIII – Медвежья, XIV – Южно-Ямальская, XV – Тазовская, XVI – Часельская, XVII – Усть-Енисейская, XVIII – Северо-Ямальская.

Главные продуктивные комплексы: 1 – юрский, 2 – неокомский, 3 – неокомский и сеноманский, 4 – неокомаптский, 5 – сеноманский; месторождения: 6 – нефтяные, 7 – газовые, газо- и нефтегазоконденсатные, 8 – газонефтяные; 9 – изогипсы кровли средней юры; 10 – граница Западно-Сибирской плиты.

занимают наиболее погруженные участки тектонического рельефа. На отдельных участках месторождений вода расположена над нефтью. По-видимому, в распределении пластовых флюидов важную роль играют капиллярные силы, действующие в условиях фрагментарно гидрофобного коллектора [35].

Большинство залежей гидрофильного класса приурочено к платформам. В предгорных районах и по краям платформ должны быть распространены залежи гидрофобного класса (рис.15).

Реки, оказывается, не только разрушают, переносят и переотлагают горные породы, но и участвуют в формировании углеводородов и их месторождений [37].

Петрограф В.П. Батурин еще в 1937 году, изучая отложения Апшеронского полуострова близ Баку, обнаружил, что в составе породы, содержащей нефть, Рис.16. Балаханское озеро (заштриховано) в среднем плиоцене занимало южную ванну Каспия (по В.П.

Батурину, 1937). Осадки, создавшие продуктивную нефтеносную толщу, приносились реками с Кавказа – бассейнов Палеосамура и Палеокуры, с Копетдага – бассейн Палеоузбоя и с Русской равнины – бассейн Палеоволги. (Из работы Г.В. Обедиентовой, 1974).

Рис.17. Акчагыльское море (заштриховано), куда сфере. Всего им выделено сносились осадки с Русской равнины. Этот морской бассейн широко распространился в Заволжье и достигал низовий Камы. Волны его подмывали склоны Приволжской возвышенности, Ергеней, Северного Кавказа. Жигули были полуостровом. Погружение, вызвавшее столь глубокое проникновение моря в глубь Русской равнины, захватило области Каспийского моря, Прикаспийской синеклизы и азимут, под которым Заволжского прогиба. Таким образом, здесь были сконцентрированы благоприятные условия для формирования нефти. Главный водораздел Русской равнины показан сплошной линией, Черноморскоминимальное количество.

Каспийский водораздел – пунктиром с точкой, горные районы – заливкой. (Из работы Г.В. Обедиентовой, 1974).

создают локсодромную решетку Земли, при этом возникающие ромбовидные ячейки имеют стороны, находящиеся в отношении золотого сечения (рис.18).

Стороны ячеек локсодромной решетки рассматриваются как вектора силового поля Земли. Каждый узел решетки есть материальная точка, в которой приложены силы в векторном изображении. Отношение 21 : 34 является оптимальным минимумом локсодром, находящимся в отношении золотого сечения. Они создают зоны (ячейки) первого рода, а локсодромные зоны (ячейки) более высокого порядка возникают вследствие дихотомического деления (деления на 2) а) Арктика; г) Антарктика; б),в) – соответственно структура секторов розетки напряжений на северном и южном полюсах. Стрелками указаны векторы локсодромных ячеек (Л-150 и Л-25); выделены жирными линиями критические локсодромы Л-150 и Л-25 (В.А. Сараев, 1987) [43].

Рис.19. Локсодромные решетки Земли. 1 – локсодромы Л-150 и Л-25; 2 – критические локсодромы Л-150 и Л-25; 3 – критические локсодромы Л-4, Л-43, ЛЛ-101; 4 – локсодромы Л-150 и Л-25, отвечающие числу 3 ряда Фибоначчи; 5 – 1-21 и 1-34 – соответственно номера зон Л-150 и Л-25. Точки ТАОС – особенные точки экватора (выходы осей второго порядка); 6 – нефтегазоносные территории (В.А. Сараев, 2001)[42].

промышленных нефтегазоносных бассейнов около половины их достаточно хорошо разведаны. На рисунке 19 показаны основные нефтегазовые территории и локсодромная решетка Земли.

Основными генерирующими локсодромными зонами являются зоны, сформированные системами локсодром Л – 150 и Л – 25. Это особенно отчетливо проявляется в структурном плане Северной Америки, Евразии, Персидского залива, Индонезии. Заслуживают внимания гемологические ряды нефтегазовых бассейнов по критическим зонам Л – 101 и Л – 65 (северная часть Южной Америки, север Африки и евразиатские нефтегазовые бассейны (табл.2)).

Геоструктуры, совпадающие с локсодромами (В.А. Сараев, 1998)[43] Локсодромная решетка планеты позволяет прогнозировать скопления углеводородов как в глобальном аспекте, так и в региональном и локальном плане. Работы В.А. Сараева подтверждают, что определяющим фактором нефтегазообразования является, прежде всего, геодинамический режим недр – субдукционный и рифтогенный, для которого характерна геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере.

Рис. 20. Карта Томской области с нанесенными месторождениями: коричневые знаки – радиоактивность, темные – уголь, круглые – нефть. Данные получены биолокационным методом Ю. С. Озябкиным Поиски углеводородного сырья с помощью биолокационного метода широко применялись в 80-е годы 20-го столетия ( А. Г. Бакиров. Биолокация. Основы практики, истории и теории феномена. Томск: Изд-во ТПУ, 2006.-303С.). Карта распределения полезных ископаемых Томской области (нефти, угля и радиоактивных элементов) представлена на рис. 20. Бурение скважин на правобережье реки Оби подтвердило границу нефтегазовых толщ, которые расположены в северной части Томской области.[4] Мы рассмотрели успехи биогенной теории в возникновении, преобразовании органического вещества и формировании нефтегазовых месторождений. На каком же уровне теоретических знаний и практических внедрений находится абиогенная теория нефтегазообразования?

IV. Абиогенные гипотезы нефтегазообразования.

Для изложения этого вопроса обратимся к статье И.И. Чебаненко (1982) [6].

Он дает историческую справку о моделях формирования нефтяных углеводородов, из которых могли образоваться если не все, то хотя бы некоторая часть месторождений нефти и газа.

В основу абиогенной модели положены три гипотезы:

1) В.Б. Порфирьева (1956, 1959, 1971). О глубинной, неорганической природе нефтяного вещества [44,45,46];

2) Н.П. Семененко (1974, 1975). О кислородно-водородной модели эволюции внутреннего строения Земли [47,48];

3) В.Г. Бондарчука (1946, 1961). О единстве внутренних и внешних движущих сил материальной системы Земли, денудационно-метаморфической природе континентального (салического) слоя земной коры и разломно-блоковой структуре литосферы Земли [49,50].

И.И. Чебаненко [6] предлагает водородно-тектоническую модель возникновения нефтяных углеводородов в глубинах Земли и превращения их в залежи месторождений и выделяет несколько этапов:

1. Распад под влиянием высоких давлений и температур в глубинных участках Земли гидратов железа, никеля и кобальта и возникновение «свободного» атомарного водорода.

2. Движение вверх избыточного атомарного водорода через толщи верхнего ядра, нижней и верхней мантий в пределы земной коры, которое осуществляется как в виде сплошной диффузии, так и в форме отдельных струй.

3. Попутное столкновение атомов водорода с атомами других элементов и создание с ними врменных соединений, пока не произойдет соединение с углеродом, с которым атомы водорода находятся в наиболее близком «физикохимическом родстве» и с которыми они образуют очень гибкие термодинамические смеси.

4. Проникновение первичных эндогенных углеводородов (преимущественно в форме газов и частично флюидов, сильно перемещенных водородом) по глубинным разломам и зонам повышенной трещиноватости в земную кору.

5. Новые дополнительные «встречи» и «столкновения» еще свободных атомов водорода с атомами углерода графитных образований и других его форм в породах земной коры и появление новых порций углеводородных соединений.

6. Встреча жидких и газообразных нефтяных углеводородов с различного типа ловушками в земной коре и врменная остановка их перемещения вверх.

Возникновение месторождений нефти и газа.

По мнению Э.Б. Чеклюка [51], основная масса нефтяных углеводородов синтезируется непосредственно в глубинах мантии Земли, и в земную кору они поступают уже в готовом виде. Резонансные процессы подключаются А.А.

Локтюшиным и А.В. Мананковым [52] для доказательства водороднотектонической модели возникновения нефтяных углеводородов, в результате протонирования осадочных горных пород, которые подвергаются воздействию флюидов при остывании мантийного вещества в зонах разломов земной коры.

Например, Западно-Сибирская нефтегазовая провинция имеет, в результате глобального электромагнитного резонанса Земли, S-образную структуру разлома, продикорированную руслом реки Обь. Полная структура имеет форму восьмерки и включает, кроме Оби, реки Таз и Иртыш. В области «узла», как считают авторы, и сосредоточены крупнейшие из известных месторождений углеводородов:

Уренгой, Нижневартовск, Сургут, ассоциирующиеся с уникальным по масштабу Бакчарским железорудным месторождением.

В середине шестидесятых годов ХХ-го столетия А.А. Воробьевым была предложена гипотеза плазмохимического происхождения нефти и природных горючих газов. Он предполагал, что образование сложных углеводородов или их распад на более простые химические соединения или химические элементы происходит в плазме электрических разрядов в недрах Земли [53,54].

На основе плазмогеохимии возможно осуществлять плазмохимическую переработку нефти и природных газов и внедрения такой технологии на нефтеперерабатывающих предприятиях. В дуговом разряде происходит реакция синтеза окиси азота, электрокрекинг (переработка) метана до ацетилена по уравнению:

Профессор ТПИ Александр Акимович Воробьев в кузове машины ЗИЛ-157.

Вверху – студент Сергей Заверткин. 1972 г. Фото А.А. Беспалько.

Фото 7. Ремонт машины на берегу озера Иткуль. Хакасия. Справа – профессор А.А. Воробьев, Рядом – Гольд Р.М. Хакасия, оз. Иткуль, 1972 г. Фото А.А. Беспалько.

Для этой эндотермической реакции расход энергии в дуге составляет около 10 КВт часов на 1 кг выхода ацетилена [55].

Поэтому предполагается, что плазма, горящая в продуктах слоистого или пористого диэлектрика (горной породы), обладает полимерным действием. Из низкомолекулярных углеводородов в ней образуются жидкие и твердые продукты.

Стоял вопрос о доказательстве существования объемного заряда в горных породах и возможности локализации в них высоких электрических полей. Этому вопросу бывший ректор Томского политехнического университета (института) посвятил многие годы исследований, как в лабораторных условиях, так и в многочисленных экспедициях. Он лично участвовал в экспедиционных отрядах по поиску «Подземной грозы» (фото 6;7): на Алтае, доезжая до Ташанты, в Забайкалье от Иркутска до монгольской границы (пос. Монды), в Хакасии и Туве (Сорское медно-молибденовое месторождение и Ак-Товракское месторождение асбеста, рудник Коммунар), где впервые были проведены стационарные исследования импульсного электромагнитного поля Земли. В дальнейшем эта методика применялась для прогноза землетрясений, оползневых явлений, для контроля качества изделий и экологии [4].

В течение последних 50-60 лет выполнены многочисленные исследования по каталитическому (неорганическому) синтезу углеводородных смесей из газообразных СО, СО2 и Н2 с применением самого широкого спектра катализаторов. Первоначально это были химически восстановленные железосодержащие системы, применение которых при температуре 200-300оС и высоких давлениях позволяло получать углеводородные смеси с высоким содержанием метана, Н-алканов и олефинов [56].

Выполнено много работ по синтезу углеводородов из смесей СО, СО2 и Н2 на бифункциональных каталитических системах, включающих, помимо металлического компонента, катализаторы кислотно-основного действия (природные глины и цеолиты). Показано, что на катализаторах бифункционального действия при 220-450 С и давлениях до 10,0 МПа возможен синтез углеводородов с широкой вариацией содержания изопарафинов, нафтанов и ароматических соединений [57].

Многие породы, залегающие в земной коре можно рассматривать как возможные каталитические системы, проявляющие каталитические свойства после их восстановительной обработки.

Например: магнетит FeFe2O4(70-78% FeO), лиобсит MnFe2O4, хромит FeCr2O4, ульвошпинель Fe2TiO4 – FeTiO3.

Высокодисперсную зернистую структуру, способствующую проявлению каталитической активности, имеют оливины (33-21% FeO), амфиболы (19-78% FeO), пироксены (19-36% FeO).

Возможны, как минимум, два существенно различающихся суммарных геологических сценария абиогенного синтеза углеводородных смесей (рис.21).

Первый сценарий предполагает синтез углеводородов из потоков, Рис.21. Схематическое изображение зон каталитического синтеза углеводородов (1), их диффузии (2), конденсации (3) и экстрактивного взаимодействия углеводородных флюидов с биомассой в осадочных породах (4) в различных ареалах коры. (К.Г. Ионе, В.М. Мысов, В.Г. Степанов, В.Н. Пармон, 2001) [57].

восходящих из глубинных слоев Земли первичных СО, СО2, Н2, которые были захвачены материалом протопланеты Земля еще при формировании Солнечной системы.

Второй сценарий предполагает синтез углеводородов из аналогичных, но уже «вторичных» газовых смесей, появившихся в результате глубинных превращений метана и воды в зонах, имеющих температуру более 800С.

В верхних зонах, в условиях контакта углеводородов с кислородом, возможны процессы каталитического парциального окисления первичных смесей.

С образованием смол, асфальтенов и битумов.

Природный фотосинтез биогенного происхождения – это достаточно молодое явление, появившееся на Земле, вероятно, лишь в последние 600 млн.

лет. Тем не менее, очень глубокое расположение некоторых месторождений указывает на возможность образования докембрийской нефти.

Остается не исследованным вопрос, какова реальная доля углеводородов биогенного и абиогенного происхождения в известных месторождениях.

В заключение можно сказать: «Была бы жизнь, а нефть найдется, а, возможно, и наоборот – была бы нефть и жизнь появится».

Достижением прошлого века считается открытие нефтяных и газовых месторождений в недрах Западной Сибири. История поисков нефти и газа в Западной Сибири тесно связывается с мировым опытом открытия крупных нефтегазоносных провинций [58].

Большинство из них были открыты благодаря наличию в их пределах естественных выходов углеводородов на дневную поверхность. Большое значение естественным выходам нефти придавал профессор Н.С. Шацкий.

Настоящей сенсацией стали статьи томских ученых Р.И. Ильина и М.А.

Усова, которые фактически впервые публично заговорили о возможной нефтегазоносности не окраин, а самой Западно-Сибирской низменности. (Вестник ЗСТТ, 1936, № 3, с. 1). У истоков Западно-Сибирской нефти, рядом с И.М.

Губиным стояли сотрудники двух сибирских университетов – И.К. Баженов, М.А.

Усов, Р.И. Ильин, В.Н. Нехорошев, А.В. Тыжнов, М.К. Коровин.

В условиях Великой Отечественной войны потребность в нефтепродуктах многократно возросла, и Западно-Сибирское геологическое управление в 1944 г.

развернуло планомерное изучение районов возможного залегания нефти на территории Томской области. Однако, только в 1953 г. из скважины, пробуренной у с. Берёзова, ударил мощный фонтан газа. В 1954 году дала первую западносибирскую нефть скважина, заложенная в 1950 г. у г. Колпашево. Подробнее о томской нефти в сборнике «Нефть и газ Томской области» (Томск, 1988; авторы:

А.П. Акачёнок, А.В. Одинецкий, В.А. Демидова).

В связи с перспективами открытия промышленных месторождений нефти в Западной Сибири, в 1951 году в Томском политехническом институте на геологоразведочном факультете произведен прием студентов (группа 251) на новую специальность – «геология и разведка нефтяных и газовых месторождений». Через год в сентябре 1952 года, по приказу № 581 ректора института А.А. Воробьева была организована кафедра геологии горючих ископаемых.

Первым руководителем кафедры был Александр Васильевич Аксарин [59].

Для студентов специальности 080500 – геология нефти и газа читается курс лекций по общей геологии в объеме 36 часов (18 лекций) и проводится учебная геологическая практика в районе Томска и учебная геолого-съемочная практика на учебном геологическом полигоне в Хакасии (фото 8).

Фото 8. Пойма реки Томи. Студенты (нефтяники) гр. 2540 на геологической практике. Июль, 2005 г.

Справа внизу – руководитель практики профессор В.Н. Сальников Руководство учебной геологической и учебной геолого-съемочной практиками обеспечивает в Институте природных ресурсов (бывший геологоразведочный факультет) Томского политехнического университета кафедра общей и исторической геологии (до 2005 года). В настоящее время кафедра переименована в кафедру общей геологии и землеустройства.

V. Расчленение карбонатных толщ палеозойского фундамента электрофизическими методами на примере нефтегазоносных месторождений Томской области.

Исследования физических свойств горных пород из скважин нефтегазовых месторождений Томской области довольно скудно представлены в научной литературе и в основном отражены в научных отчетах [60]. Наряду с исследованиями условий происхождения самой нефти необходимо детальное изучение генезиса вмещающих пород, дифференциация условия образования поминерально. Эта задача связана и с наблюдающейся тенденцией сближения противоположных гипотез о происхождении нефти.

Во-вторых, внедрение новых физических методов в нефтяную геологию по изучению вмещающих пород идет медленнее, чем в рудной геологии. С целью определения возможности разделения карбонатных толщ фундамента, нефтеносной провинции Западно-Сибирской низменности электрофизическими методами проведены предварительные исследования электропроводности и электромагнитного излучения мрамора и известняков из глубинных скважин [61].

Ранее работы проводились на геологоразведочном факультете научной группой «Генетической и экспериментальной минералогии» совместно с кафедрой «Горючих полезных ископаемых», согласно хоздоговора с объединением «Томскнефть» под руководством А.Ф. Сенаколиса. Построены области температурной зависимости электропроводности мраморов и известняков как в процессе первичного нагревания образцов, так и для повторного, что позволяет на основании сопоставления этих областей получать информацию о Рис.22. Области температурной зависимости электропроводности образцов карбонатных пород, из скважин метаморфизме осадочных толщ и, возможно, о их частичной метасоматической и гидротермальной проработке (рис.22;23). В интервале 20-260 проводимость мраморов изменяется от (4,610-14 – 1,0710-13) до (9,910-14 – 4,210-11) Ом-1см-1.

Для известняков разброс значений электропроводности меньше: так при 20С она колеблется от 1,210-13 до 1,410-13 Ом-1см-1 и по достижении температуры 260С от 2,910 до 1,810 Ом см-1.

Рис.23. Области температурной зависимости электропроводности образцов карбонатных пород из скважин нефтяных месторождений Томской области (охлаждение).

Аномалии электропроводности начинаются с температуры 500С при нагревании мраморов и 460С известняков. Максимумы и минимумы проводимости () обусловлены процессами декарбонатизации. Синхронная регистрация электропроводности, ЭМИ и изменений вакуума в системе (Р) вследствие газоотделения пород позволяет четко фиксировать начало и окончание декарбонатизации. Например, декарбонатизация серых и коричневых мраморов начинается с 550С и заканчивается при 880-890С. Амплитуда максимума электропроводности меньше для более метаморфизованных образцов мрамора. В интервале 840-1000 С области электропроводности для мраморов и известняков частично совпадают. Образцы известняков, содержащие большое количество органического вещества, имеют при 1000С самые высокие значения – 1,610- Ом см, в то время как для образцов серого мрамора равна 9,610 Ом см-1 и 3,510-5 Ом-1см-1 для светло-коричневого. Четкое разделение карбонатных пород по степени метаморфизма можно сделать по графикам lg = f после повторного нагревания образцов. Образцы серого мрамора по значениям электропроводности имеют нижнюю крайнюю границу, оконтуривающую область проводимости в интервалах максимумов (440С). Верхняя граница аномальной области (440С) ограничивается кривой электропроводности, полученной при нагревании слабо метаморфизованного светло-коричневого мрамора. Образцы темно-серых известняков при нагревании второй раз имеют зависимость lg = f, идентичную мраморам, но область этой зависимости имеет значения электропроводности на три порядка выше. Максимумы электропроводности для темно-серых известняков располагаются в интервалах 430-500-650С. Температурная зависимость электропроводности черного известняка при повторном нагревании очень сложная, максимумы располагаются в интервале 450-550-630С. Кроме определения относительной интенсивности метаморфизма при исследовании и ЭМИ было подтверждено, что реакция декарбонатизации идет ступенчато и только конечный продукт СО2 имеет нейтральную форму, поэтому продукты ступенчатых реакций могут переносить заряд и участвовать в процессах поляризации. Эти положения подтверждаются регистрацией импульсного ЭМИ при декарбонатизации. Информация, полученная методами электропроводности и ЭМИ о процессах разложения карбонатов, не отжигается и после двукратного нагревания до 1000С. В образцах мраморов имеет место коалесценция пор, захват ими газовой фазы, которая согласно экспериментам высвобождается при повторном нагревании, обуславливая аномалии электропроводности и более значительную интенсивность электромагнитного излучения.

Термолюминесценция измерялась на установке, созданной в лаборатории «Электроники диэлектриков и полупроводников» ТПИ, которая позволяла измерять термолюминесценцию до температур 500С [62]. Схема представлена на рисунке 24.

Природная термолюминесценция образцов карбонатных пород, отобранных из кернового материала, была ниже чувствительности установки. Поэтому проводились измерения гамма-термолюминесценции образцов карбонатных пород, отобранных из скважин, пробуренных в районах Чкаловской (СКВ. №2), Северо-Останинской (СКВ. №2), Тамбаевской (СКВ. №13) площадей и Калинового нефтяного месторождения (СКВ. №13; №16) Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на территории Томской области (рис. 25) [63].

Возбуждение образцов осуществлялось -лучами от источника Со60. В качестве примера рассмотрим особенности гамма-термолюминесценции образцов из СКВ.

№2 Чкаловской площади. Более подробно исследования гамма-ТЛ образцов карбонатных пород по скважинам изложены в работах [4,64]. На кривой -ТЛ почти у всех образцов выделяются три четких максимума: при 110-120, 220- и 300-315С. У образца №3361 наблюдается лишь два пика 115 и 230С, а третий, высокотемпературный отсутствует. Все пики представляются элементарными, однако, возможно, что второй пик может иметь тонкую структуру, как это наблюдается для образцов №3320 (205 и 220С) и №3329 (215 и 235С).

Интенсивность -ТЛ всех представленных образцов довольно высокая (рис.26).

Рис.24. Блок-схема установки для измерения термолюминесценции: I – нагревательная печь, 2 – образец, 3 – термопара, 4 – блок ФЭУ, 5 – высоковольтный стабилизированный выпрямитель, 6 – электрометрический усилитель, 7,10 – самопишущий потенциометр, 8 – блок линейного нагрева, 9 – цифровой милливольтметр.

Примечания: в схеме предусмотрены две идентичные печи для увеличения производительности определений.

Печи включались поочерёдно – одна работала, другая в это время охлаждалась.

Рис.25. Обзорная карта. 1 – нефтегазоконденсатные месторождения; 2 – граница района работ Рис.26. Гамма-ТЛ образцов карбонатных пород (СКВ. № 2, Чкаловская площадь).

Примечание: обр. 3320 – кальцитовый песчаник; обр. 3323 – известняк темно-серый с прожилками кальцита;

обр. 3329 – черный известняк; обр. 3342 – кальцитовый песчаник; обр. 3343 – среднезернистый кальцитовый песчаник; обр. 3353 – тонкозернистый известняк; обр. 3354 – тонкозернистый известняк; обр. 3358 – тонкозернистый известняк; обр. 3361 – кальцитовый песчаник; обр. 3370 – кальцитовый песчаник.

Рис.27. Гистограмма изменения запасенной светосуммы и интенсивностей пиков гамма-ТЛ карбонатных пород Чкаловской площади (СКВ. № 2).

Рис.28. Гамма-ТЛ мраморов (Чкаловская область): I – обр. № 3377; 2 – обр. № 3335; 3 – обр. № 3381.

Мраморы (обр. №№3335, 3377 и 3381) характеризуются наибольшей запасенной светосуммой S и высокой интенсивностью всех трех пиков. Величина I1 первого низкотемпературного максимума -ТЛ мраморов достигает значений 1000- относительных единиц, в то время как для остальных образцов I1 изменяется от до 400 отн. Ед. (рис.27.) Гамма-ТЛ мраморов представлена на рис.28. Тип кривой -ТЛ для них одинаков, однако они различаются по интенсивности первого (I1) и второго (I2) пиков, причем температура максимума Т2 смещается в сторону высоких температур. Наименьшую запасенную светосумму и интенсивность пиков у мраморов имеет обр. №3377, который по предварительному петрографическому анализу был отнесен к кальцитовым песчаникам. Вероятно, различие образцов по величине запасенной светосуммы и интенсивности пиков (особенно, первого при 110-120С) может служить критерием степени кристаллизации, мраморизации и метаморфизма карбонатных пород, а также диагностическим признаком для разделения карбонатных толщ. В табл. приведены для сравнения данные химического состава и температуры (Тm) и интенсивности (In) -ТЛ образцов тонкозернистых известняков №3353, 3354, 3358; кривые -ТЛ представлены на рис.29.

Данные таблицы показывают, что очевидной связи между положением и интенсивностью температурных максимумов -ТЛ не имеется, лишь в какой-то образца Рис.29. Гамма-ТЛ тонкозернистых известняков (Чкаловская площадь): I – обр. № 3353; 2 – обр. № 3354;

мере можно говорить о влиянии примесей на снижение температуры пиков. В то же время характер кривых -ТЛ образцов №№ 3354,3355 резко отличается от гамма-ТЛ образца № 3353, для которого характерна большая интенсивность второго пика I2 по сравнению с первым, то есть I2/ I1 1. Вероятно, изменение пика кривой обусловлено изменением условий осадконакопления или процессами доломитизации. На рис.30 представлена диаграмма изменения отношений интенсивностей пиков I1/ I2, I2/ I3 и I1/ I3 для образцов карбонатных пород, вскрытых скважиной № 2 на Чкаловской площади. На диаграмме можно выделить несколько участков, характеризующихся повышенными значениями отношений пиков и пониженными значениями. Вероятно, отношения интенсивностей пиков на кривой -ТЛ также могут быть выбраны в качестве критериев для расчленения и корреляции карбонатных пород.

Природная термолюминесценция образцов, отобранных из СКВ. № 2 СевероОстанинской площади, не наблюдалась. Гамма-ТЛ карбонатных пород имеет довольно невысокую интенсивность свечения. Кривые -ТЛ характеризуются в основном двумя максимумами 105-120 и 220-230С. У четырех образцов (№№ 4, 20, 29, 41) на кривых -ТЛ присутствует высокотемпературный пик 310С.

Вероятно, структура второго пика Т2 (200-230С) не является элементарной и имеет тонкую структуру, которая выявляется у некоторых образцов (№№ 4, 26).

Для образцов №№ 9, 37, 41, 42 выявляется еще один пик в области температур 175-185С. Мраморы (обр. №№ 25, 26, 28) не отличаются высокой интенсивностью -ТЛ (рис.31); для них не наблюдается связи с химическим составом пород. Гамма-ТЛ образцов № 41 и 42 (детритово-шламовые известняки) заметно отличаются по запасенной светосумме, интенсивности и количеству пиков, однако химический состав (% содержание СаО СаСО3) у них практически одинаков, за исключением небольшого различия в процентном содержании нерастворимого состава. Вероятно, для более детального анализа необходимы данные о распределении микропримесей и их концентрации. Первый максимум на кривой гамма-ТЛ в области температур 100-120С обусловлен комбинацией свободных электронов дырочными центрами окраски (V, СО3) вследствие термического разрушения электронных центров Са+-центров. Снижение удовлетворительно объясняются лишь гетерогенностью известняков, отражающей условия их образования, что может быть использовано для стратиграфического расчленения карбонатных толщ.

Рис.30. Диаграмма изменения отношения интенсивностей пиков гамма-ТЛ известняков Чкаловской площади.

Рис.31. Изменения запасенной светосуммы и интенсивности пиков гамма-ТЛ (а) по участку разреза СКВ.

Рис. 32. Объемное представление интенсивности гамма-ТЛ (б); послойный срез пиков ТЛ (изограмма – термолюминесценциды) (в) по участку разреза скв. № 2 Северо-Останинской площади.

Рис. 33. Обзорные спектры инфракрасного поглощения образцов карбонатных пород: I – черный известняк (обр.

№ 3329); 2 – серый мрамор (обр. № 3381); 3 – светло-коричневый мрамор (обр. № 788); 4 – известняк темносерый с прожилками кальцита (обр. № 3323).

Рис.34. ИК-поглощение образцов карбонатных пород в области 11,0 – 14,0 Мкм: I – серый мрамор (обр. № 3381); 2 – известняк темно-серый с прожилками кальцита (обр. № 3323); 3 – светло-коричневый мрамор (обр.

Более наглядными разрезы по скважинам становятся после проведения обработки на ЭВМ данных по термолюминесценции, ДТА и спектроскопии с помощью специальных программ «Maero Calc и Math Cod» (рис.32). Работы проведены на основании хоздоговора № 49/95 по теме «Расчленение карбонатных толщ палеозоя электрофизическими методами на примере нефтегазоносных месторождений Томской области». Для подтверждения полученных результатов методом -ТЛ по определению доломитовой молекулы в кальците черных известняков была использована инфракрасная спектроскопия. Измеренные спектры ИК-поглощения образцов №№ 3323, 3329, 3381 и 788 представлены на рис.33 и 34, численные значения полос поглощения приведены в табл. Представленные образцы являются карбонатами кальция и имеют практически одинаковые спектры ИК-поглощения, с набором основных полос поглощения, соответствующих карбонату кальция с решеткой кальцита. Исключение составляет образец № 3329, в ИК-спектрах которого наблюдается дополнительная полоса поглощения 726 см-1. Появление дополнительной полосы поглощения может быть обусловлено присутствием примесных ионов структурной формы в кристаллической решетке кальцита или наличием в образце другого карбонатного Рис.35. Термограммы карбонатных пород из скважины № 13 Калинового месторождения.

минерала. На основании литературных данных 1.1 и 1.2, полосу поглощения см-1 можно приписать присутствию в образце исследуемой пробы доломита.

Отсюда предлагается назвать эту пачку черных известняков – черными доломитистыми известняками. Таким образом, применение метода ИКспектроскопии является необходимым для проведения предварительной диагностики карбонатных пород.

Рис.36. Зависимость плотности энергии, выделяемой или поглощаемой при термическом разложении горных пород из скважины № 13 Калинового нефтяного месторождения: I – белая органогенно-кремнистая сингенетическая брекчия; 2 – темно-бурый аргиллит с примесью обломков белых кремнистых органогенных пород; 3 – белая кремнисто-глинистая микрослоистая порода; 4 – белая карбонатная глинисто-кремнистая порода; 6 – серая карбонатная глинисто-кремнистая порода; 7 – темно-серая кремнистая порода с карбонатными обломками; 8 – бурый мелкообломочный глинисто-кремнистый известняк; 9 – слоистый микрозернистый известняк; 10 – бурый мелкообломочный глинисто-кремнистый известняк; 11 – серая карбонатно-кремнистая порода; 12 – буровато-черный детритово-шламовый известняк; 13 – буроваточерный детритово-шламовый известняк; 14 – буровато-черный микрозернистый известняк.

Нами проведены исследования по расчленению карбонатных толщ на основе сопоставления плотности энергии эндо-экзотермических реакций на примере литологической колонки скважины № 13 Калинового нефтяного месторождения.

Приведены сравнительные данные по термическому анализу, электропроводности и термолюминесценции горных пород из скважин Тамбаевской, СевероОстанинской, Калиновой и Чкаловской площадей. Показаны возможности метода термического анализа по идентификации минералов и определению кинетических и термодинамических параметров фазовых превращений, как источника генетической информации. Типичные термограммы горных пород из скважины №13 приведены на рис.35. Рассмотрим один из фрагментов, определяющих закономерность изменения -ТЛ, ИК-спектров, объемной плотности и плотности выделенной или поглощенной энергии при термическом разложении вещества (рис.35). Рассмотрим один из фрагментов, определяющих закономерность изменения -ТЛ, ИК-спектров, объемной плотности и плотности выделенной или поглощенной энергии при термическом разложении вещества (рис.36).

Кора выветривания, представленная белыми органогенно-кремнистыми Рис.37. Распределение элементов примесей в горных породах из скважины № 13 Калинового сингенетичными брэкчиями, темно-бурыми аргиллитами кремнисто-глинистыми породами (пачка № 16), характеризуется преобладанием экзотермических эффектов, отсутствием природной и наведенной облучением термолюминесценции. Выделение энергии, в основном, обусловлено выгоранием органического вещества (345-360С), сульфидов (495С) и окислением составных частей каолинита (1000С). Поглощение энергии идет только в результате отделения различно связанной воды из гидрослюд и полиморфным переходом кварца. Две пачки – 15-я и 14-я, состоящие из карбонатных глинисто-кремнистых пород, также характеризуются отсутствием термолюминесценции.

Экзотермические реакции не зарегистрированы. Поглощение энергии образцом идет за счет разложения кальцита, доломита, анкерита, хлорита, гидрослюды, мусковита, сидерита и полиморфного перехода -кварца (рис.36, обр. № 4,5,6).

Если в разрезе имеются темно-серые, бурые, карбонатно-кремнистые породы, чередующиеся с темно-серыми кремнистыми известняками, как это имеет место в пачке № 12 (обр. № 7,8,9,10), то физические свойства их меняются в зависимости от состава и диагенетических преобразований. Отмечается четкая зависимость увеличения количества поглощенного тепла при уменьшении содержания органики и сульфидов. Содержание карбонатов также колеблется по разрезу.

Синхронно с уменьшением сульфидов, органики (т.е. ослабления экзотермического эффекта) увеличивается интенсивность термолюминесценции, где горная порода содержит термически инертные минералы (обр. № 10,11), возрастает объемная плотность и интенсивность термолюминесценции. Максимум термолюминесценции совпадает с максимальной плотностью поглощенной энергии и минимальной выделившейся (обр. № 13). Аномально низкие значения -ТЛ для буровато-черного детритовошламового известняка № 12, содержащего глинистый материал, обусловлено повышением содержания в глинистых минералах Co, Pb, Ni, Ga, Sr, Mn (рис.37), по-видимому, данные элементы являются носителями термолюминесценции.

Повышенный экзотермический эффект позволяет предположить, что названные элементы могли быть сорбированы глинистым веществом и органикой, либо частично находиться в виде сульфидов, которые замещают органическое вещество. Основная часть эндотермических эффектов обусловлена декарбонатизацией, декрепитацией газово-жидких включений в халцедоне, вторичном кальците и доломите.

В нашем случае при исследовании карбонатных пород, кроме декарбонатизации, при нагревании на кривых электропроводности отражаются процессы дегидратации, выгорания органических остатков, перераспределение пористости (декрепитация, коалинизация, перераспределение точечных и линейных дефектов). На рис.38 изображены кривые электропроводности при нагревании и охлаждении, изменение вакуума, ДТА и ТЛ образцов серого мрамора. Разложение мрамора начинается с температуры 510С по данным Рис.38. Температурная зависимость электропроводности (а) при нагревании (1) и охлаждении (2); б – изменение вакуума в ячейке от газоотделения образца (серый мрамор, интервал 2997,3 – 3001,4 м); в – импульсное электромагнитное излучение при нагревании; г – то же при охлаждении; д – гамма-ТЛ; е – ДТА.

электропроводности (смена энергии активации) и 530С по изменению вакуума.

Кривая ДТА дает очень общее представление о процессе. Разложение мрамора по ДТА начинается при температуре 550С. Начало декарбонатизации, на графике температурной зависимости импульсного электромагнитного излучения, не отмечается. На кривой электропроводности (рис.38) процесс разложения мрамора можно разделить по температурам на четыре стадии:

1. Расширение кристаллической решетки и поляризация образца (510-560С).

2. Отделение О-2, С+4, перестройка кристаллической решетки, связывание кислорода с углеродом в окись и двуокись углерода (560-670С).

3. Участие в электропроводности О-2, СО+2, Са+2, образование двуокиси углерода и кристаллической решетки СаО(670-810С).

4. Окончание процесса декарбонатизации, обособление решетки СаО и Рис.39. Температурная зависимость электропроводности образца № 788 (светло-коричневый мрамор): 1 – нагревание, 2 – охлаждение; б – изменение вакуума от газоотделения образца; в – естественная ТЛ;

формирование пор (810-850С).

В интервале 850-910С имеет место собственная проводимость кристаллической решетки СаО. Выше температуры 910С, по-видимому, начинается процесс разложения СаО, который фиксируется изменением энергии активации при 910С от 4,48 до 1,14 эВ и резким понижением вакуума в системе (рис.38,б). На кривой ДТА невозможно выделить перечисленные стадии декарбонатизации (рис.38,в). Кривая изменения вакуума очень наглядно отражает основной процесс декарбонатизации (530-850С), но выделить стадии здесь тоже довольно затруднительно. Метаморфизованные известняки (Тамбаевской площади, обр. 788, скв. № 3, интервал 3503,7-3514,0 м) начинают разлагаться при нагревании с температуры 550С и заканчивают при 940С (данные электропроводности, рис.39,а по образцу светло-коричневого мрамора). Здесь также можно выделить на кривой электропроводности четыре стадии декарбонатизации. Вакуум в ячейке начинает меняться при декарбонатизации с 530С и заканчивается, когда температура достигает 950С. Кривая ДТА слишком интегрально отражает процесс декарбонатизации. Здесь, по-видимому, стадии декарбонатизации не все идут с поглощением тепла – имеют место экзотермические эффекты. Действительно, для расширения кристаллической решетки и поляризации образца необходима дополнительная энергия, поэтому в интервале 550-590С на кривой электропроводности образца № 788 появляется максимум и, соответственно, небольшой минимум на кривой ДТА. Отделение О-1, С+4 на второй стадии, перестройка кристаллической решетки и соединение кислорода с углеродом в окись и двуокись углерода (590-610-670С) уже предпочтительно идут с выделением тепла. Поэтому на кривой ДТА поглощение тепла не синхронно газоотделению (рис.39,бд), а с запаздыванием на 150С. В четвертой стадии разложения карбонатов необходима энергия на выход из кристаллической решетки СО2 и формирование структуры СаО (770-890-940С).

Вакуум в это время значительно понижается (рис.39,б). Первая стадия процесса разложения карбонатов проявляется в виде поляризационного минимума на кривой электропроводности и во время охлаждения. Рассмотрим, как процессы декарбонатизации отражаются на электрофизических свойствах известняков.

Примеры типичной температурной зависимости электропроводности, импульсного электромагнитного излучения, величины вакуума в сопоставлении с кривыми ДТА представлены на рис.40. Декарбонатизация темно-серого известняка, с прожилками кальцита (обр. 33231) и идентичного образца 33232, начинается в интервале температур 490-510С. Стадии декарбонатизации на электропроводности выражены отчетливо:

1. Расширение кристаллической решетки и поляризация образца 33231 в интервале 490-550С и 510-610С для образца 33232.

2. Отделение О-1, С+4, перестройка кристаллической решетки, связывание кислорода с углеродом 550-700С для первого и 610-710С второго.

3. Участие в электропроводности О-2, СО+2, Са+2, образование двуокиси углерода и кристаллической решетки СаО в пределах 700-840С и 710-850С.

4. Окончание процесса декарбонатизации, обособление решетки СаО и формирование пор (840-920 и 850-910С).

Рис.40. Температурная зависимость электропроводности образца № 3323 (темно-серый известняк с прожилками кальцита из интервала 2968,8 – 2972,3 м): 1 – нагревание, 2 – охлаждение; б – изменение вакуума в системе от газоотделения образца; в – импульсное электромагнитное излучение при охлаждении (в процессе Кривые изменения вакуума образцов отражают процесс декарбонатизации широким минимумом (рис.36,б), который довольно хорошо отражает весь процесс в целом и показывает, что, начиная с температуры 550 до 920С, идет газовыделение из кристаллической решетки минералов. На первой стадии (расширение и поляризация решетки) иногда наблюдается интенсивное электромагнитное излучение. Кривая ДТА, в основном, отражает третью стадию декарбонатизации.

Рис.41. Температурная зависимость электропроводности образца № 33292 черного известняка с прожилками светлого кальцита (а): 1 – нагревание; 2 – охлаждение; (б) – изменение давления в ячейке в процессе газовыделения из образца; (в) – импульсное электромагнитное излучение, генерируемое при нагреве; (г) – то Дифференциальная термограмма потери веса (ДТГ) подтверждает стадийность процесса декарбонатизации. Действительно, на первой стадии при расширении и поляризации решетки потеря веса образцов очень незначительна.

Только на второй стадии заметны изменения веса образцов и резкое его уменьшение начинается по достижении температуры 750С, то есть в третью стадию декарбонатизации. Наличие экзотермических реакций при декарбонатизации подтверждается исследованиями, проведенными на образцах черного известняка из скв. № 2, интервал 2972,3-2977,0 м, Чкаловской площади.

Кривая ДТА данного образца известняка изображена на рис.55. Обращает на себя внимание экзотермический эффект в интервале 450-580С, который совершенно отсутствует в мраморах и метаморфизированных известняках, но едва проявляется в темно-серых известняках (рис.41,а) в диапазоне температур 450С. Характерно, что экзотермический эффект сопровождается потерей веса.

Минимум потерь веса фиксируется в интервале 480-650С, то есть реакция разложения или соединения, сопровождающаяся выделением тепла, является причиной дальнейшего уменьшения веса образца за счет потери газово-жидкой фазы. Эндотермические эффекты декарбонатизации для образца № 3329 имеют экстремумы при температуре 780 и 804С. Третий эндотермический эффект начинается с довольно интенсивного поглощения тепла при температуре 900С.

Сравнивая полученные кривые с термическими кривыми по литературным данным, можно заключить, что эндотермический эффект 780С обусловлен распадом доломита на две молекулы кальцита и доломита. По достижении температуры 804С идет декарбонатизация доломита, согласно реакции:

В карбонатах, как и в других породообразующих минералах (полевой шпат, кварц, флюорит), наблюдаются остаточные эффекты минеральной «памяти» о дефектах кристаллической решетки, на которых были локализованы центры окраски, ответственные за ТЛ.

ВЫВОДЫ

1. Явление генерации электромагнитных импульсов в радиодиапазоне частот установлено для образцов горных пород разного состава в температурных интервалах дегидратации, выделения запасенной энергии, декрепитации, полиморфных переходов, окислительно-восстановительных реакций и др.

Импульсное электромагнитное излучение, наблюдаемое при температурах 20С, возникает в результате эволюции электретного состояния при рекомбинации матрицы горной породы вследствие удаления ионов и катионов, содержащихся в растворе, заполняющем поры и трещины.

2. Тепловой взрыв вакуолей с газово-жидкой фазой в минералах, содержащихся в горной породе, сопровождается не только известными явлениями – повышение давления в вакуумной ячейке, звуковыми и упругими импульсами, но и электромагнитным излучением. На температурной зависимости тока проводимости и термотока при нагревании горных пород, содержащих декрепитирующие минералы, наблюдаются максимумы и изменения вакуума, которые позволяют определять температуру минералообразования. Для поисков рудных жил и оценки рудоносности можно применять метод измерения интенсивности электромагнитных импульсов. Измерения интенсивности электромагнитного излучения минералов и горных пород при их нагревании позволяют более точно и надежно определять температуры минералообразования и рудоотложения. Комплексом данных методов были изучены температурные режимы стадий минералообразования на Сорском медно-молибденовом месторождении.

3. Показана возможность определения температуры минералообразования по данным температурной зависимости тока проводимости и термотока. Зная, какие факторы и в каких областях температур они изменяют температурную зависимость проводимости и генерируют электромагнитные импульсы в определенных радиочастотах, можно определять методами интенсивности электромагнитных импульсов и электропроводности степень метаморфизма и метасоматического изменения горных пород (окварцевание, сульфидизацию, березитизацию, серицитизацию, калишпатизацию и др.).

4. Рекомендуется использование косвенного метода – метода регистрации интенсивности электромагнитного излучения для:

- оценки рудоносности горных пород;

температур минералообразования, рудоотложения и стадий минералообразования;

- определение оптимальных температур и режимов огневого, теплового и электроискрового бурения и разрушения горных пород.

5. Предварительное электронное облучение горных пород позволяет повысить эффективность диагностики эволюции горных пород интрузивных массивов методами электропроводности и электромагнитного излучения в результате их облучения в естественных и техногенных условиях и относить некоторые аномальные отклонения на логарифмической зависимости проводимости за счет радиационной «памяти».

6. Выявление закономерности эволюции карбонатного вещества при воздействии теплового и электрического полей при помощи электрофизических методов можно использовать для разделения и корреляции карбонатных толщ палеозоя нефтегазовых месторождений. Метод электропроводности, термографический анализ в комплексе с методами термолюминесценции и гамматермолюминесценции, ИК-спектроскопии, петрографическим, спектральным можно рекомендовать для определения кинетики диагенетических преобразований вещества осадочных пород и генезиса нефтегазообразования.

1. Кадомцев Б.Б., Рязанов А.И. Что такое синергетика?// Природа, 1983. – № 8. – С. 2-11.

2. Эткинс П. Порядок и беспорядок в природе: Пер. с англ. – М.: Мир, 1987. – 3. Летников Ф.А. Синергетика геологических систем. Новосибирск: Наука, 1992.

– 230 С.

4. Сальников В. Н., Арефьев К. П., Заверткин С. Д., Потылицына Е. С., Лукьянова Е. В., Федощенко В. И., Гожин Э. Э. Самоорганизация физико-химических процессов в диэлектрических природно-техногенных средах. Томск: STT, 2006. – 540 C.

5. Геологический словарь. М.: Недра, 1978. – Том I,II – 456; 486 С.

6. Чебаненко И.И. Гносеологический анализ гипотез происхождения нефти/ Сборник научных трудов. Методология и теория в геологии. Киев: Наукова думка, 1982. – 180 С.

7. Чебаненко И.И. Структурное положение нефтяных и газовых месторождений Центральной Европы/ В кн.: Проблемы неорганического происхождения нефти.

Киев: Наукова думка, 1971. – С. 100-112.

8. Лопатин Н.В. Об истории становления теории происхождения нефти/ В кн.:

Успехи в развитии осадочно-миграционной теории нефтегазообразования. М.:

Наука, 1983. – С. 24-56.

9. Корчагин Ю.И. Аспекты теории образования нефти/ В кн.: Успехи в развитии осадочно-миграционной теории нефтегазообразования. М.: Наука, 1983. – С. 37Соколов Б.А. Нефтегазоносность недр: новые представления// Природа, 1985.

- № 8. – С. 84-91.

11. Андреев Г.Ф., Богомолов А.И., Добрянский А.Ф., Карцев А.А. Превращение нефти в природе. Л.: Гос. научн.-техн. изд-во нефтяной и горно-топл. литер., 1958.

– 416 С.

12. Сидоренко С.А. Органическое вещество в докембрии// Природа, 1976. - № 6. – С. 16-20..

13. Юдович Я.Э. Эти черные-нечерные сланцы// Природа, 1994. - № 1. – С. 16-27.

14. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. М.: 1976. – 212 С.

15. Юдович Я.Э., Кетрис М.П. Основные закономерности геохимии черных сланцев. Сыктывкар, 1991. – 230 С.

16. Соколов Б.А. О развитии Н.Б. Воссоевичем учения о нефтегазоносности осадочных бассейнов/ В кн.: Успехи в развитии осадочно-миграционной теории нефтегазообразования. М.: Наука, 1983. – С. 67- 17. Воссоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние).// Изв. АН СССР. Сер. Геол., 1967.

- № 11. – С. 135-136.

18. Воссоевич Н.Б. Происхождение нефти// Вестник МГУ. Сер. 4, Геология, 1975.

- № 5. – С. 3-23.

19. Архипов А.Я. Нефть и газ на больших глубинах// Природа, 1982. - № 10. – С.

50-56.

20. Икорский С.В. Органическое вещество в минералах изверженных горных пород на примере Хибинского щелочного массива. Л.: Наука, 1967. – 122 С.

21. Галимов Э.М. Геохимия углерода// Природа, 1993. - № 3. – С. 3-13.

22. Вышемирский В.С. Вклад Академика А.А. Трофимука в развитие нефтяной геологической науки и нефтегазовой промышленности СССР/ Сборник:

Теоретические и методологические вопросы геологии нефти и газа. Новосибирск:

Наука, 1981. – 5 – 14.

23. Артюшков Е.В. Новый подход к поиску нефтегазоносных бассейнов// Природа, 1987. - № 8. – С. 72-81.

24. Левин Л.Э. Нефтегазоносность глубоководных котловин Мирового океана// Природа, 1994. - № 6. – С. 24-28.

25. Геодекян А.А., Забанбарак А. Геология и размещение нефтегазовых ресурсов в мировом океане. М.: Наука, 1985. – 192 С.

26. Соколов Б.А., Серегин А.М. Закономерности латеральной и вертикальной зональности размещения залежей нефти и газа/ В книге: Основные принципы формирования залежей нефти и газа. М.: Наука, 1983. – С. 33-41.

27. Гречишников Н.П., Горшков В.И., Бабашкин В.Г. и др. Палеогеотермия и нефтегазоносность. М.: Наука, 1982. – 108 С.

28. Запивалов Н.П. Новые данные по палеозою Западной Сибири/ Сб. статей по матер. третьих Сибирских Губкинских чтений: Проблемы нефтегазоносности Сибири в свете учения Академика И.М. Губкина. Н.: Наука, 1984. – С. 60-70.

29. Органическая геохимия палеозойских отложений юга Западно-Сибирской плиты/ Вышемирский В.С., Запивалов Н.П., Бадмаева Ж.О. и др. Н.: Наука, 1984.

– 193 С.

30. Алекскерова З.Т., Крицук Г.С., Ли П.Ф. и др. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской низменности/ Труды ВСЕГЕИ, М.: Гос. научно-техн. изд-во литер. По геологии и охране недр, 1958. – 391 С.

31. Алексеева М.А., Богуш О.И., Вышемирская О.П. и др. Проблема нефтегазоносности палеозоя на юго-востоке Западно-Сибирской низменности. Н.:

Наука, 1976. – 239 С.

32. Высоцкий И.В. Основы методологии геологической науки о нефти/ Сборник:

Теоретические и методологические вопросы геологии нефти и газа. Н.: Наука, 1981. – С. 44-55.

33..Конторович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975. – 680 С.

34. Зятькова Л.К. Структурная геоморфология Западной Сибири/ Труды института Геологии и Геофизики. Н.: Наука, 1979. – Вып. 307. – 199 С.

35. Большаков Ю.Я. Новая концепция нефтегазонакопления// Природа, 1990. - № 1. – С. 6-12.

36. Трофимук А.А., Черский Н.В., Царев В.П. Газогидраты – новые источники углеводородов// Природа, 1979. - № 1. – С. 18-27.

37. Обедиентова Г.В. Реки прошлого – создатели нефти// Природа, 1974. - № 7. – С. 29-37.

38. Батурин В.П. Палеогеография по терригенным компонентам. Баку, 1937. – 39. Личков Б.Л. Реки и генезис каустобиолитов/ Труды геоморфологического института. Л.: Изд-во АН СССР, 1934. - Вып. 10. – С. 15-20.

40. Алиев М.М. Палеогеографическая обстановка в меловой период на юговостоке Большого Кавказа/ В книге: Стратиграфия и палеогеография нефтегазоносных областей молодых платформ. М.: Наука, 1982. – 112 С.

41. Гросгейм В.А., Бескровная О.В., Геращенко И.Л., Окнова Н.С., Рожков Г.Ф.

Методы палеогеографических реконструкций (при поисках нефти и газа). Л.:

Недра, 1984. – 271 С.

42. Сараев В.А. Гомология Земли и нефтегазоносность/ Матер. Межд. научн.техн. конф.: Геологическое и горное образование. Геология нефти и газа. Томск:

ТПУ, 2001. – С. 237-241.

43. Сараев В.А. Локсодромная решетка Земли/ Матер. XXXI тектонического совещания: Тектоника и геодинамика: общие и региональные аспекты. М.: ГЕОС, 1998. – Т. II. – С. 158-159.

44. Порфирьев В.Б. Пути и факторы образования нефти/ В книге: Материалы дискуссии по проблеме происхождения и миграции нефти. Киев: Изд-во АН УССР, 1956. – С. 117-202.

45. Порфирьев В.Б. Новые взгляды на генезис нефти/ В книге: Материалы к изучению геологии и полезных ископаемых западных областей УССР. Киев: Издво АН УССР, 1959. – Т. I. – С. 29-36.

46. Порфирьев В.Б. О критике теории неорганического происхождения нефти/ В книге: Проблемы неорганического происхождения нефти. Киев: Наукова думка, 1971. – С. 34-54.

47. Семененко Н.П. Геохимическая кислородно-водородная модель Земли. Киев:



Pages:   || 2 |
 
Похожие работы:

«Александр Никонов За гранью реальности Объяснение необъяснимого Александр Никонов Эта книга - не просто сборник историй о необыкновенных, необъяснимых, мистических явлениях - о загадочных существах, привидениях, полтергейсте, НЛО, телепатии, телепортации и т.п. (знатоки и ценители этой тематики найдут здесь для себя немало интересного!), причем историй достаточно достоверных, поведанных заслуживающими доверия источниками, большинство из которых названы поименно. Эта книга - опыт писательского...»

«Лев Маркович Веккер ПСИХИКА И РЕАЛЬНОСТЬ: ЕДИНАЯ ТЕОРИЯ ПСИХИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ. - М.: Смысл, 1998. – 685 с. Об авторе этой книги Я испытываю глубокое удовлетворение, представляя читателям эту книгу и ее автора. В контекст отечественной психологии возвращается один из ее творцов, чьи исследования и теоретические построения в высшей степени необходимы для дальнейшего развития нашей науки, для поддержания ее в рабочем состоянии и для осуществления полноценного психологического образования. Лев...»

«ГОСО РК 3.09.351-2006 ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ОБЩЕОБЯЗАТЕЛЬНЫЙ СТАНДАРТ ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН МАГИСТРАТУРА СПЕЦИАЛЬНОСТЬ 6N0723 - ТЕХНИЧЕСКАЯ ФИЗИКА Дата введения 2006.09.01 1 Область применения Настоящий стандарт разработан на основе ГОСО РК 5.03.002–2004 и устанавливает требования к государственному обязательному минимуму содержания образовательных программ магистратуры и уровню подготовки его выпускников по специальности 6N0723- Техническая физика. Положения стандарта обязательны для...»

«Е. П. Блаватская ЗАМЕТКИ НЕПОПУЛЯРНОГО ФИЛОСОФА (сборник статей) (Part III from: The Tablets of Karma by H. P. Blavatsky The Theosophy Publish, Madras, 1895) Перевод с английского К. Ю. Бурмистрова Электрическое и магнетическое сродство между человеком и природой Трансцендентальная физика Психическое оповещение Звезды и числа Яркая точка света Являются ли сны лишь бесполезными видениями? Священное дерево Кумбум Семнадцатилучевой солнечный диск Память при умирании Был ли Калиостро шарлатаном?...»

«Кафедра № 70 Физика твердого тела и наносистем МЕНУШЕНКОВ Алексей Павлович д.ф.-м.н., профессор Кафедра № 70 Физика твердого тела и наносистем НАПРАВЛЕНИЕ ПОДГОТОВКИ 140800: ЯДЕРНАЯ ФИЗИКА И ТЕХНОЛОГИИ Подготовка выпускников ведется в следующих областях: физика конденсированного состояния вещества; взаимодействие синхротронного излучения с веществом; физика низких температур; физика наносистем; взаимодействие лазерного излучения с веществом; физика фазовых переходов (компьютерное...»

«Александр ГРОЙСМАН 1. ЗАПИСКИ ТЮРЕМНОГО ЭЛЕКТРИКА. НЬЮ-ЙОРК 2. Третий рельс (Заметки о работе в нью-йоркском метро) Александр Гройсман родился в 1946 году в Красноярском крае. Провел детство и окончил школу в городе Черновцы на Западной Украине. Выпускник физического факультета Новосибирского университета. Работал старшим научным сотрудником в Институте физико-технических проблем Севера Якутского филиала Академии наук. Кандидат технических наук. Автор двух научных монографий. Был председателем...»

«С. Ф. СОЛОДОВНИКОВ ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ПОНЯТИЯ СТРУКТУРНОЙ КРИСТАЛЛОГРАФИИ И КРИСТАЛЛОХИМИИ Словарь-пособие Новосибирск 2005 Российская академия наук Сибирское отделение Институт неорганической химии им. А. В. Николаева С. Ф. Солодовников ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ПОНЯТИЯ СТРУКТУРНОЙ КРИСТАЛЛОГРАФИИ И КРИСТАЛЛОХИМИИ Словарь-пособие Новосибирск 2005 3 УДК 548.3 ББК Солодовников С.Ф. Основные термины и понятия структурной кристаллографии и кристаллохимии (cловарь-пособие). Новосибирск: ИНХ СО РАН, 2005....»

«Нужна ли наук е этика? О любви и страхе в научной деятельности В.А.Жигалов zhigalov@gmail.com Проект “Вторая физика” http://www.second-physics.ru Введение Много раз я слышал мнение о том, что науке не нужна этика, что это перпендикулярные понятия, и что блестящий научный результат, в конце концов, оправдывает многое. И каждый раз я пытался найти аргументы против пренебрежения этикой, интуитивно ощущая порочность такого подхода. Обосновывать необходимость этики с помощью логики очень сложно. В...»

«Биобиблиография ученых МИФИ Борис Александрович Калин Биобиблиографический указатель трудов Москва 2009 Биобиблиография ученых НИЯУ МИФИ Борис Александрович Калин доктор физико-математических наук, профессор, заслуженный деятель науки и техники РФ, заслуженный работник высшей школы, заведующий кафедрой физических проблем материаловедения НИЯУ МИФИ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ЯДЕРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ МИФИ Борис Александрович Калин Биобиблиографический указатель трудов Составители: В. И....»

«Бюлл. МОИП. Сер. Биологическая. 2006. Т. 111. № 2. С. 36-47. УДК 578.087.1:581.55:630.182 ОБОСНОВАНИЕ СИСТЕМЫ ЭКОЛОГО-ЦЕНОТИЧЕСКИХ ГРУПП ВИДОВ РАСТЕНИЙ ЛЕСНОЙ ЗОНЫ ЕВРОПЕЙСКОЙ РОССИИ НА ОСНОВЕ ЭКОЛОГИЧЕСКИХ ШКАЛ, ГЕОБОТАНИЧЕСКИХ ОПИСАНИЙ И СТАТИСТИЧЕСКОГО АНАЛИЗА В.Э. Смирнов1*, Л.Г. Ханина1, М.В. Бобровский2 1 Институт математических проблем биологии РАН (г. Пущино) 2 Институт физико-химических и биологических проблем почвоведения РАН (г. Пущино) *E-mail: vsmirnov@issp.serpukhov.su Реферат...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Амурский государственный университет Кафедра Химии и естествознания УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДИСЦИПЛИНЫ концепции современного естествознания Основной образовательной программы по направлению подготовки 031100.62 (лингвистика) Бакалавры второго поколения Благовещенск 2012 2 УМКД разработан к.т.н., доцентом М.А. Мельниковой Рассмотрен и...»

«Линейные колебания и волны Д.И. Трубецков, А.Г. Рожн в е 2 Оглавление Оглавление 7 Предисловие авторов 8 Введение 10 Глава 1. Линейный гармонический осциллятор 14 § 1. Общие замечания и определения................ 14 § 2. Консервативный осциллятор.................. 16 § 3. Примеры осцилляторов в физике, химии, биологии..... 18 § 4. “Экономический маятник” — линейные колебания в простой модели экономики..................... § 5....»

«Сборник научных трудов МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное агентство по образованию Московский физико-технический институт (государственный университет) СИММЕТРИИ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫХ УРАВНЕНИЙ Сборник научных трудов МОСКВА 2009 УДК 519:517 ББК 22.161.6 C37 Рецензенты: Кафедра прикладной математики (№ 31) Московского инженернофизического института (государственного университета) Доктор физико-математических наук, профессор В.К. Исаев Отражены результаты научных...»

«Общеобразовательная школа №1189 им. И.В. Курчатова Фазовые переходы Составитель: Бойченко А.М. Пособие по физике, 10 класс термодинамика, ч. 3 фазовые переходы Москва 2008 Бойченко А.М. Термодинамика (ч. 3) Фазовые переходы 2 Оглавление 3.1 Фазовые переходы..3 Удельная теплота парообразования.3 Удельная теплота плавления..4 Удельная теплота сгорания..5 Изотермы реального газа..5 Насыщенный, ненасыщенный пар..6 Зависимость p(T) для насыщенного пара.7 Уравнение Ван-дер-Ваальса.. Изотермы...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ УТВЕРЖДАЮ Заместитель Министра образования и науки Российской Федерации А.Г.Свинаренко 31 января 2005 г. Номер государственной регистрации № 693 пед/сп (новый) ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ОБРАЗОВАТЕЛЬНЫЙ СТАНДАРТ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ Cпециальность 032200 Физика Квалификация учитель физики Вводится в действие с момента переутверждения вместо ранее утвержденного (14.04.2000 г., № 369пед/сп) Москва 1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СПЕЦИАЛЬНОСТИ...»

«Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт математических проблем биологии Российской академии наук МОЛЧАНОВ АЛЬБЕРТ МАКАРЬЕВИЧ: БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ УКАЗАТЕЛЬ Составитель доктор технических наук И. В. Флоринский Пущино 2012 УДК 012 Молчанов ББК 91.9:2 М76 Молчанов Альберт Макарьевич: Библиографический указатель / сост. И. В. Флоринский. – Пущино : Институт математических проблем биологии РАН, 2012. – 124 с. – ISBN 978-5-9904237-1-8. Molchanov, Albert Makaryevich: Bibliography...»

«Ю.И.Посудин Биофизик Сергей Чахотин Киев 1995 УДК 578.6 Посудин Ю.И. Биофизик Сергей Чахотин. Киев: Изд-во Нац. аграрного ун-та, 1995. 98 с. Рассмотрены биографические сведения и основные этапы научной деятельности выдающегося биофизика Сергея Чахотина, впервые использовавшего сфокусированное ультрафиолетовое излучение для воздействия на клетку и разработавшего целую серию уникальных методов и инструментов для операций над микрообъектами. Показана перспективность идей С. Чахотина в современных...»

«ПРОБЛЕМЫ СОВРЕМЕННОГО ОБРАЗОВАНИЯ www.pmedu.ru 2011, №2, 78-98 РАЗРАБОТКА ПОДХОДОВ К АНАЛИЗУ ЭФФЕКТИВНОСТИ НАУЧНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ В РАО (на примере мониторинга результатов исследований 2007–2008 гг.) DEVELOPMENT OF APPROACHES TO THE ANALYSIS OF SCIENTIFIC RESEARCH EFFICIENCY IN THE RUSSIAN ACADEMY OF EDUCATION (On an example of researches results monitoring 2007–2008) Подуфалов Н.Д. Главный научный сотрудник Института научной информации и мониторинга РАО (г.Черноголовка), доктор...»

«РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК УЧРЕЖДЕНИЕ РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК ИНСТИТУТ ЦИТОЛОГИИ И ГЕНЕТИКИ СИБИРСКОГО ОТДЕЛЕНИЯ РАН ИЦиГ СО РАН УДК 577.21 № госрегистрации 01201058864 УТВЕРЖДАЮ Директор академик РАН Н. А. Колчанов _ (подпись) “31” мая 2011 г. М.П. ОТЧЕТ О НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОЙ РАБОТЕ В рамках федеральной целевой программы Научные и научно-педагогические кадры инновационной России на 2009-2013 годы Проведение научных исследований коллективами научно-образовательных центров в области...»

«Федеральное агентство по образованию РФ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ЯДЕРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ МИФИ ПОСОБИЕ ПО ГЕОМЕТРИИ Часть II. Стереометрия В помощь учащимся 10–11-х классов Москва 2009 УДК 512(076) ББК 22.143я7 Пособие по геометрии. Часть II. Стереометрия. В помощь учащимся 10–11-х классов./ О.В. Нагорнов, А.В. Баскаков, О.Б. Баскакова, Н.В. Серебрякова. – М.: НИЯУ МИФИ, 2009. – 108 с. Пособие составлено в соответствии со школьной программой углубленного изучения математики в 10–11-х классах....»





Загрузка...



 
© 2014 www.kniga.seluk.ru - «Бесплатная электронная библиотека - Книги, пособия, учебники, издания, публикации»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.