Особенности определения возраста горных пород

1.2 Особенности определения возраста горных пород

Абсолютный геологический возраст - время, протекшее от какого-либо геологического события до современной эпохи, исчисляемое в абсолютны единицах времени (в миллиардах, миллионах, тысячах и т. д. лет).

Существует несколько методов определения абсолютного возраст горных пород.

Седиментационный метод сводится к определению количества обломочног материала, ежегодно сносимого с поверхности суши и откладываемого на дне моря. Зная, сколько накапливается осадков на дне моря в течение года и измерив мощность осадочных толщ, накопившихся в отдельные геологические периоды, можно узнать продолжительность времени, потребовавшегося на накопление этих осадков.

Седиментационный метод не совсем точен. Неточность его объясняется неравномерностью процессов осадконакопления. Скорость осадконакопления непостоянна, она меняется, усиливаясь и достигая максимума в периоды тектонической активности земной коры, когда земная поверхность имеет сильно расчлененные формы, благодаря чему усиливаются денудационные процессы и в результате поступает больше осадков, в морские бассейны. В периоды менее активных тектонических движений земной коры денудационные процессы ослабевают и количество осадков уменьшается. Этот метод дает лишь ориентировочное представление о геологическом возрасте Земли.

Радиологические методы самые точные методы определения абсолютного возраста горных пород. Они основаны на использовании радиоактивного распада изотопов урана, радия, калия и других радиоактивных элементов. Скорость радиоактивного распада постоянна и не зависит от внешних условий. Конечными продуктами, распада урана являются гелий и свинец РЬ206. Из 100 граммов урана за 74 млн. лет образуется 1 грамм (1%) свинца. Если определить количество свинца (в процентах) в массе урана, то умножением на 74 млн. получают возраст минерала, а по нему и время существования геологического пласта.

В последнее время стали применять радиоактивный метод, который получил название калиевого или аргонового. В этом случае используется изотоп калия с атомным весом 40. Калиевый метод имеет то преимущество, что калий широко распространен в природе. В процессе распада калия образуются кальций и газ аргон. Недостатком радиологического метода является ограниченная возможность его применения главным образом для определения возраста магматических и метаморфических пород.

2. Непско-Ботуобинская нефтегазовая область

2.1 Основные черты

Рассматриваемая территория, изображенная на рисунке 1, занимает южную часть Сибирской платформы в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы, а в административном отношении располагается в Иркутской области и на юго-западе Якутии.

Геологоразведочные работы на нефти и газ в этих районах начаты еще в 1939 г., первое промышленное месторождение территории - Марковское - выявлено в 1962 г. Открытие его имело принципиальное значение, так как благодаря ему впервые в нашей стране была доказана промышленная газонефтеносность наиболее древних отложений осадочного чехла- нижнекембрийских.

а – границы нефтегазоносной области; б – границы основных тектонических элементов; Месторождения: в – газовые; г – нефтяные; д – газонефтяные.

Месторождения: 1 –среднеботуобинское; 2 – Верхневилючанское; 3 – Ярактинекое; 4 – Марковское; 5 – Потаповское; 6 – Даннловское; 7 –Верхнечонское; 8 – Алнекое; 9 - Хотого-Мурбайское; 10 – Тасюрьяхское; 11 – Вилюйско-Джербинское; 12 – Иреляхское.

Рисунок 1 – «Обзорная карта месторождений нефти и газа Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области»

Таблица 2 – Количество и виды месторождений.

Основные черты геологического строения. В строении территории принимают участие архейские и протерозойские породы, составляющие фундамент платформы, верхнепротерозойские и нижнепалеозойские (венд, кембрий, ордовик, силур) отложения, слагающие основную часть разреза осадочного чехла.

Основными продуктивными горизонтами в карбонатно-галогенной части разреза являются осинский (залегающий в нижней части усольской свиты), устькутский (верхняя часть мотской свиты) и юряхский (верхняя часть иктэхской свиты).

Характеристика газа, конденсата и нефти. Свободные газ месторождений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области состоят в основном из метана (77-88%) и характеризуются повышенным содержанием тяжелых углеродов (6-15%).

2.2 Характеристики месторождений

Месторождения нефти и газа. На территории Непско-Ботуобинской области месторождения нефти и газа связаны со сложно построенными структурами, а также с неантиклинальными ловушками. Наиболее типичными месторождениями являются Марковское, представленное на рисунке 2, Ярактинское, Среднеботуобинское и Верхневелючанское.

Структурная карта по кровле нефтеносного горизонта:

1- границы литологического замещения коллекторов;

2 - контур газоносности;

3 - условные границы разведанной части залежи;

4 - газоконденсатная залежь;

5 - изогипсы в м

Рисунок 2 – «Марковское месторождение»

Марковское газонефтеконденсатное месторождние отличается исключительно сложным геологическим строением обусловленным несоответствием структурных планов по различным частям разреза. Протерозойский фундамент вскрывается скважинами на глубинах 2700-3000 м. Характерной особенностью месторождения является наличие в его разрезе мощных пластов каменной соли усольской свиты нижнего кембрия.

Среднеботуобинское газонефтяное месторождение выявлено в 1970 г. на территории Якутской АССР в пределах Мирнинского свода и приурочено к крупной брахиантиклинали (70X30 км), осложненной малоамплитудными (до 20 м) тектоническими нарушениями. Амплитуда поднятия 50-60 м.

Основная газонефтяная залежь связана песчаниками ботуобинского продуктивного горизонта.

Максимальная мощность ботуобинского горизонта (до 30 м) отмечена в южной части структуры, где он сложен монолитной пачкой песчаников. Открытая пористость коллекторов в среднем равна 13-14%. Проницаемость высокая (до 15хЮ^”13м²). Рабочие дебиты газовых скважин изменяются от 108 до 715 тыс, м/сут. Характерно аномально низкое пластовое давление 14,6 МПа при глубине залегания продуктивного горизонта около 1900 м.

Верхневилючанское газовое месторождение открыто в 1975 г. в пределах восточного погружения Непско-Ботуобинской антеклизы и приурочено к крупному одноименному поднятию (60X40 км) амплитудой около 250 м. Осадочный разрез сложен вендско-кембрийскими терригеннымн и карбонатно-галогеннымиобразованиями общей мощностью свыше 2500 м. Промышленно газоносными являются вилючанский и харыстанский горизонты песчаников венда, а также I карбонатные породы юряхского горизонта нижнего кембрия. Нефтегазопроявления и отдельные притоки газа отмечены в широком стратиграфическом диапазоне, что, по-видимому, связано со значительной тектонической нарушенностью структуры;

Залежь вилючанского горизонта выявлена в восточной части поднятия. Она относится к пластовому тектонически экранированному типу. Мощность горизонта 50-60 м. В западной части структуры он выклинивается. Открытая пористость песчаников изменяется в широких пределах от 5 до 17%, проницаемость от незначительной до 20хЮ^”14м². Пластовое давление равно 18 МПа при глубине залежи около 2500 м.

Залежи харыстанского горизонта приурочены к не выдержанным в пространстве пластам песчаников, залегающих в средней части харыстанской свиты. Максимальная мощность песчаников 9 м. Залежи относятся к литологически ограниченному типу с элементами тектонического экранирования. Пластовое давление в харыстанском горизонте составляет 18,3-19,0 МПа при глубине залегания залежей около 2200 м. Юряхский продуктивный горизонт сложен двумя выдержанными в пространстве пластами доломитов. Открытая пористость пород изменяется от первых единиц до 20 %. Мощность горизонта 40-50 м. Залежи пластовые сводовые, с элементами тектонического экранирования. Имеются небольшие оторочки нефти непромышленного значения.