Основные задачи исторической геологии

Основные задачи исторической геологии следующие:

1расчленение горных пород по их относительному возрасту от более древних к молодым, а также установление абсолютного возраста горных пород;

2прослеживание истории развития органического мира от древнейших эпох до настоящего времени;

3воссоздание непрерывно менявшейся физико-географической обстановки и условий формирования осадочных пород;

4изучение истории тектонических движений и развития тектонических структур;

5выяснение последовательности магматических процессов и образования магматических пород;

6изучение закономерностей размещения в земной коре месторождений полезных ископаемых.

7Историческая геология опирается на данные палеонтологии, стратиграфии, петрографии, минералогии, литологии, тектоники и других геологических дисциплин.

Методы исторической геологии

Основные методы исторической геологии, позволяющие восстанавливать геологическое прошлое Земли: стратиграфический, палеонтологический и палеографический.Стратиграфический метод основан на изучении последовательности залегания и взаимоотношения слоев и толщ осадочных пород, а также эффузивных и интрузивных пород. Это достигается расчленением слоев, слагающих тот или иной разрез, по их относительному возрасту и сопоставлением между собой (корреляцией). Петрографический метод заключается в изучении и сравнении состава пород в соседних разрезах. Этот метод позволяет судить и об относительном возрасте изверженных пород. Палеонтологический метод занимается изучением окаменелых остатков некогда живших животных (ископаемая фауна) и растений (ископаемая флора). Остатки служат критерием для определения относительного возраста осадочных пород, поэтому этот метод является основой стратиграфических исследований осадочных толщ. Каждый комплекс осадочных пород характеризуется присущим только им полезными ископаемыми, фауной и флорой.

38). Определения возраста Земли и горных пород Сущность методов определения возраста Земли и горных пород состоит в установлении содержания в них продуктов полураспада радиоактивных элементов. Зная качество оставшегося в породах радиоактивного элемента, скорость его полураспада, а также количество появившихся устойчивых элементов, с помощью специальных формул можно установить абсолютный возраст породы. Абсолютный возраст — время, прошедшее с момента образования минералов и пород до настоящего времени, выраженное в годах. Для определения абсолютного возраста Земли используются четыре ме года: свинцовый, гелиевый, стронциевый и аргоновый.

39) Химический состав. Нефть — сложное природное образование, состоящее из углеводородов (метановых, нафтеновых и ароматических) и неуглеводородных компонентов (в основном кислородных, сернистых и азотистых соединений). Элементный состав нефти: С 82,5-87%; Н 11,5-14,5%; О 0,05-0,35, редко до 0,7%; S 0,001-5,5, редко свыше 8%; N 0,02-1,8%. Около 1/3 всей добываемой в мире нефти содержит свыше 1% S.

40) Физические свойства Нефть — жидкость от светло-коричневого (почти бесцветная) до тёмно-бурого (почти чёрного) цвета (хотя бывают образцы даже изумрудно-зелёной нефти). Средняя молекулярная масса 220—400 г/моль (редко 450—470). Плотность 0,65—1,05 (обычно 0,82—0,95) г/см³; нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой, 0,831—0,860 — средней, выше 0,860 — тяжёлой. Плотность нефти, как и других углеводородов, сильно зависит от температуры и давления[24]. Она содержит большое число разных органических веществ и поэтому характеризуется не температурой кипения, а температурой начала кипения жидких углеводородов (обычно >28 °C, реже ≥100 °C в случае тяжёлых не́фтей) и фракционным составом — выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атмосферном давлении, а затем под вакуумом в определённых температурных пределах, как правило до 450—500 °C (выкипает ~ 80 % объёма пробы), реже 560—580 °C (90—95 %). Температура кристаллизации от −60 до + 30 °C; зависит преимущественно от содержания в нефти парафина (чем его больше, тем температура кристаллизации выше) и лёгких фракций (чем их больше, тем эта температура ниже). Вязкость изменяется в широких пределах (от 1,98 до 265,90 мм²/с для различных не́фтей, добываемых в России), определяется фракционным составом нефти и её температурой (чем она выше и больше количество лёгких фракций, тем ниже вязкость), а также содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (чем их больше, тем вязкость выше). Удельная теплоёмкость 1,7—2,1 кДж/(кг∙К); удельная теплота сгорания (низшая) 43,7—46,2 МДж/кг; диэлектрическая проницаемость 2,0—2,5; электрическая проводимость [удельная] от 2∙10−10 до 0,3∙10−18 Ом−1∙см−1. Нефть — легковоспламеняющаяся жидкость; Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях не растворима в воде, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. В технологии для отделения от нефти воды и растворённой в ней соли проводят обезвоживание и обессоливание.

41) Приро́дный газ — смесь газов, образовавшихся в недрах Земли при анаэробном разложении органических веществ, газ относится к группе осадочных горных пород.Природный газ относится к полезным ископаемым. Природный газ в пластовых условиях (условиях залегания в земных недрах) находится в газообразном состоянии — в виде отдельных скоплений (газовые залежи) или в виде газовой шапки нефтегазовых месторождений, либо в растворённом состоянии в нефти или воде. При нормальных условиях (101,325 кПа и 0 °C) природный газ находится только в газообразном состоянии. Также природный газ может находиться в кристаллическом состоянии в виде естественных газогидратов.

Ориентировочные физические характеристики

Плотность:

от 0,68 до 0,85 кг/м³ (сухой газообразный);

400 кг/м³ (жидкий).

Температура самовозгорания: 650 °C;

Взрывоопасные концентрации смеси газа с воздухом от 5 % до 15 % объёмных;

Удельная теплота сгорания: 28—46 МДж/м³ (6,7—11,0 Мкал/м³)[1] (т.е. это 8-12 квт-ч/м³);

Октановое число при использовании в двигателях внутреннего сгорания: 120—130.

Легче воздуха в 1,8 раз, поэтому при утечке не собирается в низинах, а поднимается вверх[2]

42) ГАЗОВЫЙ Конденсат — смесь жидких углеводородов (С5Н12 + высшие), выделяющаяся из природных газов при эксплуатации газоконденсатных залежей в результате снижения пластовых давлений (ниже давления начала конденсации) и температуры.Содержание конденсата в газе зависит от пластовых термобарических условий (чем выше давление и температура, тем большее количество жидких углеводородов может быть растворено в газе), от состава пластового газа (гомологи метана и CO2 способствуют растворению в газе бензиново-керосиновых компонентов и росту содержания газового конденсата), наличия нефтяных оторочек и концентрации в них лёгких фракций, условий миграции газоконденсатных смесей при формировании залежи. Концентрация газового конденсата в пластовых газах колеблется в пределах 0,4-10 молекулярных % (от 5-10 до 500-1000 г/м3).

43) Нефтеобразование — стадийный, весьма длительный (обычно 50-350 млн лет)[1] процесс, начинающийся ещё в живом веществе. Выделяется ряд стадий: Осадконакопление — во время которого остатки живых организмов выпадают на дно водных бассейнов; биохимическая — процессы уплотнения, обезвоживания и биохимические процессы в условиях ограниченного доступа кислорода; протокатагенез — опускание пласта органических остатков на глубину до 1,5 — 2 км, при медленном подъёме температуры и давления; мезокатагенез или главная фаза нефтеобразования (ГФН) — опускание пласта органических остатков на глубину до 3 — 4 км, при подъёме температуры до 150 °C. При этом органические вещества подвергаются термокаталитической деструкции, в результате чего образуются битуминозные вещества, составляющие основную массу микронефти. Далее происходит отгонка нефти за счёт перепада давления и эмиграционный вынос микронефти в песчаные пласты-коллекторы, а по ним в ловушки; апокатагенез керогена или главная фаза газообразования (ГФГ) — опускание пласта органических остатков на глубину более 4,5 км, при подъёме температуры до 180—250 °C. При этом органическое вещество теряет нефтегенерирующий потенциал и реализовывает метаногенерирующий потенциал.

44) Причины загрязнения атмосферного воздуха:. аварии и пожары на нефтехранилищах и нефтеперегонных заводах.выбросы предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.выбросы от карбюраторных и дизельных двигателей автотранспорта.сжигание отходов, горящие свалки и др. Причины загрязнения природных вод, почвы, грунта, донных отложений и осадков: разливы нефти и нефтепродуктов в результате аварий трубопроводов и нефтеналивных судов. сточные воды, технические воды, выбросы нефтеперегонных заводов и нефтехимических предприятий.промышленные отходы, бытовой мусор, опасные отходы на химических свалках и др.

45)Отводиться большая роль, почти весь хим пром держится на ней. Топливо, итд

46) Породы коллекторы— горные породы, способные вмещать жидкие, газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки месторождений. Критериями принадлежности пород к коллекторам нефти и газа служат величины проницаемости и ёмкости, обусловленные развитием пористости, трещиноватости, кавернозности. Величина полезной для нефти и газа ёмкости зависит от содержания остаточной водонефтенасыщенности. Нижние пределы проницаемости и полезной ёмкости определяют промышленную оценку пластов, она зависит от состава флюида и типа коллектора. Долевое участие пор, каверн и трещин в фильтрации и ёмкости определяет тип коллектора нефти и газа: поровый, трещинный или смешанный. Коллекторами являются породы различного вещественного состава и генезиса: терригенные, карбонатные, глинисто-кремнисто-битуминозные, вулканогенно-осадочные и другие.

47)Коллекторские свойства терригенных пород зависят от гранулометрического состава, сортированности, окатанности и упаковки обломочных зёрен скелета, количества, состава и типа цемента.Коллекторские свойства карбонатных пород определяются первичными условиями седиментации, интенсивностью и направленностью постседиментационных преобразований, за счёт влияния которых развиваются поры, каверны, трещины и крупные полости выщелачивания.

Вулканогенные и вулканогенно-осадочные коллекторы нефти и газа отличаются характером пустотного пространства, большой ролью трещиноватости, резкой изменчивостью свойств в пределах месторождения.

Глинисто-кремнисто-битуминозные породы отличаются значительной изменчивостью состава, неодинаковой обогащённостью органическим веществом; микрослоистость, развитие субкапиллярных пор и микротрещиноватость обусловливают относительно низкие фильтрационно-ёмкостные свойства.

48) Понятие о покрышках Покрышками называют плохо проницаемые горные породы, перекрывающие и экранирующие скопления нефти и газа. К таким породам относят глины, аргиллиты, глинистые алевролиты, известняки, соли, гипсы, ангидриты наличие покрышек — важнейшее условие сохранности скоплений нефти и газа.По литологическому составу наибольшей, надежностью отлича­ются соленосные толщи. Особенности их. формирования обусло­вили региональный характер их распространения и большую мощ­ность.Наиболее распространены глинистые покрышки. При этом монтмориллонитовые глины обладают лучшими экранирующими свойствами. Чем однороднее состав глин, тем они менее проницаемы. Экранирующие свойства покрышек зависят от мощности. Ддя газа, обладающего несравненно большей подвижностью, нем нефть, при прочих равных условиях покрышка должна иметь большую мощность. Особенно это касается газовых залежей с большим этажом газоносности и вследствие этого с аномально высокими давлениями.

49) Природный резервуар — естественное вместилище нефти, газа и йоды (внутри которого может происходить циркуляция подвижных веществ), форма которого обусловливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами. Виды: пластовый, массивный, линзовидный (литологически ограниченный со всех сторон). Пластовый резервуар (рис. 51) представляет собой коллектор, ограниченный на значительной плошали в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. Особенностями такого резервуара является сохранение мощности и литологического состава на большой н площади. Под массивным резервуаром понимают мощные толщи пород, состоящие из многих проницаемых пластов, не отделенных один от друга плохо проницаемыми породами. однородные массивные резервуары — сложены сравнительно однородной толщей пород, большей частью карбонатных неоднородные массивные резервуары — толща пород неоднородна. Литологически она может быть. представлена, например, чередованием известняков, песков и песчаников, сверху перекрытых глинами. Проницаемость такой толщи в различных ее слоях колеблется. Но перемещение жидкости (воды, нефти) возможно во всех направлениях и происходит в общем независимо от наслоения пород (рис. 53).

Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон. В эту группу объединены природные резер вуары всех видов, в которых насыщающие их газообразные и жил кие углеводороды окружены со всех сторон либо практически нс проницаемыми породами, либо породами, насыщенными слабоактивной водой.

50) Ловушка — часть природного резервуара, в которой благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому иди литологическому ограничению, а также тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа. Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по их удельным весам. Ловушка чаще всего представляет собой участок резервуара с застойными условиями даже, а гом случае, если в остальной части резервуара вода находится и движении. Структурная (сводовая) — образованная в результате изгиба слоев. Стратиграфическая — сформированная в результате эрозии и пластов-коллекторов, и перекрытия их затем непроницаемыми породами. Тектоническая — образованная в результате вертикального перемещения мест обрыва относительно друг друга, пласт-коллектор и месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой.

51) Месторождение нефти и газа — скопление углеводородов (нефти, газа и газоконденсата) в одной или нескольких залежах, связанных территориально, общностью геологического строения и нефтегазоностности. Под территориальной связаностью нескольких залежей понимается общность их внешнего контура, то есть полное или частичное перекрытие их контуров в проекции на земную поверхность. Площадь месторождений нефти и газа обычно составляет первые десятки сотен км², известны и гигантские по площади месторождения, площадь которых более 1000 км². Для добычи используются нефтяные и газовые скважины. Газоносный горизонт обычно располагается выше нефтяного. Пластовая залежь – это скопление нефти и газа в пласте-коллекторе, ограниченном в кровле и подошве непроницаемыми породами. Пластовые сводовые залежи – это залежи в антиклинальных структурах, они чаще всего встречаются на практике. Литологически ограниченные со всех сторон залежи. К этой группе относятся залежи нефти и газа в резервуарах неправильной формы, ограниченных со всех сторон слабо проницаемыми породами. Вода в этих залежах играет пассивную роль, не является причиной передвижения нефти и газа к скважинам в случае эксплуатации. Массивные залежи. Массивные резервуары представлены мощной толщей, состоящей из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами. Литологически экранированные залежи формируются в основном при сокращении вверх по восстанию на склонах региональных поднятий мощности коллектора до практически полного его исчезновения или в результате ухудшения коллекторских свойств пласта: пористости, проницаемости

52) МИГРАЦИЯ НЕФТИ и газа — перемещение нефти и газа в земной коре под действием природных сил. Сопровождается физико-химическим взаимодействием минеральной среды и флюидов, а также фазовыми превращениями последних вследствие изменчивости геологической и термодинамической обстановки недр. Различают первичную миграцию — отжатие углеводородов совместно со связанными водами из тонкозернистых, слабопроницаемых нефте-материнских пород в коллекторские толщи и вторичную — передвижение нефти, газа в водонасыщенных пластах (коллекторах), результатом которой является дифференциация этих флюидов и образование залежей, а также их последующее переформирование. Основными движущими силами миграции нефти и газа являются гравитационные, гидравлические и молекулярного взаимодействия. Путями миграции нефти и газа являются: вся масса слабопроницаемых пород и пород коллекторов; локализированные каналы — разломы растяжения, трещины и зоны повышенной трещиноватости, плоскости напластования и несогласного залегания пород и др.

АККУМУЛЯЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА — процесс накопления нефти и (или) газа в ловушках. В результате нефть и газ, рассеянные в пластовых водах, концентрируются в залежи. Аккумуляция нефти и газа — конечный этап сложного процесса миграции нефти и газа из зон образования в зоны накопления. Согласно гравитационной теории, основной причиной аккумуляции нефти и газа является плавучесть (всплывание в воде углеводородов). Аккумуляция происходит там, где нефть и газ не могут подняться выше вследствие того, что достигнут свод антиклинали или коллектор выклинился вверх по восстанию пластов.

53) ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ — подземные воды, циркулирующие в пластах горных пород. В гидрогеологии по классификации И. К. Зайцева подразделяются на 3 класса: порово-пластовые, трещинно-пластовые, карстово-пластовые, каждый из которых может быть верховодной, грунтовой, межпластовой безнапорной или напорной (артезианской) водой. В нефтепромысловой геологии под пластовыми водами понимают воды, находящиеся в нефтяном пласте, или нефтяные воды (законтурные, подошвенные, промежуточные пластовые). Состав:Все пластовые воды содержат растворенные соли, ионы, коллоиды и газы. Под химическим составом вод понимают состав растворенных в них веществ. Суммарное содержание в воде растворенных ионов солей и коллоидов называют общей минерализацией воды. Воды с минерализацией менее 1 г/л пресные; 1—50 л/г — соленые, минерализованные (минеральные); свыше 50 г/л — рассолСвязанная вода содержится в нефтяной или газовой части всякого пласта.

Подвижная вода — это вода в углах пор, вода капиллярноудержанная и капельная.

Законтурная (краевая) вода подпирает пластовые нефтяную или газовую залежь. Подошвенная вода подпирает массивные нефтяную или газовую залежь.

Конденсационная вода образуется за счет конденсации водных паров.

Верхняя вода залегает в пластах, расположенных выше данного продуктивного пласта. Нижняя вода залегает в пластах, расположенных ниже данного продуктивного пласта.

Тектоническая вода проникает в нефтяной пласт по тектоническим трещинам.

Технологическая вода закачивается в пласт при искусственном заводнении, согласно технологическому процессу разработки залежей.

Техническая вода — фильтрат промывочной жидкости, проникшей в пласт в процессе вскрытия его добывающими или разведочными скважинами.ы. Важнейшие газы, растворенные в водах, — N2, CO2 и СН4.

54) Давление, под которым находятся жидкости и газ в нефтяной залежи. Определяет объем природной пластовой энергии, которой можно располагать в процессе эксплуатации нефтяного месторождения. Начальное пластовое давление находится в прямой зависимости от глубины залегания залежи нефти и обычно близко к гидростатическому давлению. Пластовое давление, значительно отличающееся от гидростатического, называется аномальным пластовым давлением. Пластовое давление изменяется как по площади распространения пласта, так и по глубине нефтяных и газовых залежей и по мощности водоносных горизонтов, увеличиваясь с возрастанием ее пропорционально плотности подземного флюида. Различают статическое и динамическое пластовое давление

Карты изобар, построенные по данным таких замеров, называют картами пластовых давлений. Эти карты лучше отражают действительное распределение пластовых давлений, соответствующее нормальному состоянию пласта, при котором все скважины находятся в работе, чем карты забойных давлений. Карты изобар используют для контроля за разработкой нефтяных и газовых залежей, по ним рассчитывают значения среднего взвешенного пластового давления по залежи в целом (в пределах внешнего контура нефтеносности), по зонам отбора (включаются точки скважин, по которым производится отбор нефти и газа) или по блокам разработки.

55) Рассказать про перспективы

56) Несмотря на то, что месторождения нефти и газа распределены неравномерно, имеются определенные закономерности в их распределении в земной коре.Существует вертикальная, глубинная зональность нефти и газа. Впервые ее установил В.А.Соколов в 1948 г. Сверху вниз он выделил четыре зоны по характеру биохимических процессов превращения органического вещества и образования углеводородов.

I зона – 0,0 – 50,0 м. При глубине погружения до 50 м происходят только биохимические процессы преобразования органического вещества, захороняемого в осадочных отложениях, с выделением газообразных продуктов.

II зона – 50-1000 м. При погружении отложений от 50 м до

1000 м биохимические процессы постепенно затухают, сменяются процессами гидрогенизации и термокатализа.

III зона – 1000-6000 м. При глубине погружения от 1000 м до 6000 м, активно развиваются термокаталические процессы превращения органического вещества, в результате которых образуются углеводороды нефти и газа.

IV зона – более 6000 м. При глубине погружения более 6000 м, где температура достигает 200°С и выше, обнаруживаются только газовые месторождения.

Таким образом, идеальная схема вертикальной зональности размещения залежей нефти и газа выглядит следующим образом: верхняя зона сухого газа → зона нефти с растворенным газом и газовыми шапками, газоконденсатом → зона газоконденсата → нижняя зона сухого газа. В реальной природной обстановке эта модель редко встречается, потому что под действием различных процессов такая зональность затушевывается, ее черты стираются. В целом же глубинная, вертикальная зональность месторождений нефти и газа подтверждается.

57) Главные нефтяные районы — Западная Сибирь. Волго-Уральский район. Северный Кавказ и Европейский Север. Особенно перспективными районами являются континентальные шельфы на Европейском Севере и Дальнем Востоке.В настоящее время главным районом добычи нефти является Уральский федеральный округ. В 2007 году здесь было добыто около 250 миллионов тонн нефти, т.е. месторождения этого региона дают 66% добываемой в России нефти.

58) ВОЛГО-УРАЛЬСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — расположена в пределах Пермской, Свердловской, Кировской, Ульяновской, Куйбышевской, Оренбургской, Саратовской, Волгоградской области РСФСР, Татарской ACCP, Башкирской ACCP и Удмурдской ACCP (см. карту). Площадь 700 тысяч км2.Первое месторождение нефти было открыто в 1929 в Верхнечусовских городках, в 1932 открыто Ишимбаевское месторождение, Нефти главным образом парафинового типа, средней и высокой плотности (820-890 кг/м3), сернистые (0,5-3,0%), смолистые. Свободные газы нижнепермских отложений метановые, сернистые (до 5,5%), с низким содержанием азота. Газовые шапки и растворённые газы в нефтях каменноугольных отложений северных районов содержат до 98% азотного газа. В целом по провинции с севера на юг и с запада на восток наблюдается постепенное уменьшение плотности нефтей, снижение в них содержания серы и увеличение растворённого газа, переход к парафиново-нафтеновому типу. Ромашкинское нефтяное месторождение — крупнейшее месторождение Волго-Уральской провинции. Находится на юге Татарстана, в Лениногорском районе, в 70 км от г. Альметьевск. Открыто в 1948 году. Геологические запасы нефти оцениваются в 5 млрд тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 3 млрд тонн.Нефтесодержащие песчаники девона и карбона. Залежи на глубине 1,6—1,8 км. Начальный дебит скважин — до 200 т/сут. Плотность нефти 0,80—0,82 г/см³, содержание серы 1,5—2,1 %.

59) Среднеобская нефтегазоносная область расположена в среднем течении реки Оби от Ханты-Мансийска на западе до Александровска на востоке. Сургутский и Нижневартовский своды, а также два куполовидных поднятия - Салым-ское и Верхнесалымское, расположенные к западу и юго-западу от Сургутского свода. Кроме того, к северу от Нижневартовского свода выделяется крупный Варьеганский вал. С Нижневартовским и Сургутским сводами связаны основные запасы нефти Западной Сибири, причем больший процент относится к месторождениям Тюменской области. Зале. Самотло́рское нефтяно́е месторожде́ние (Самотло́р) — крупнейшее в России и одно из крупнейших в мире месторождений нефти. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Нижневартовска, в районе озера Самотлор. залежи нефти на всех площадях Среднеобской нефтегазоносной области относятся к нижнему отделу меловой системы. Геологические запасы оцениваются в 7,1 млрд тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,7 млрд тонн.Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. Открыто в 1965 году. Залежи на глубине 1,6—2,4 км. Начальный дебит скважин 47—200 т/сут. Плотность нефти 0,85 г/см³, содержание серы 0,68—0,86 %.

Уренго́йское газовое месторождение — супергигантское газовое месторождение, третье в мире по величине газовых запасов, которые превышают 10 триллионов кубических метров (10¹³ м³). Находится в Ямало-Ненецком автономном округе Тюменской области России, немного южнее северного полярного круга. Имя дано по названию близлежащего населённого пункта — посёлка Уренгой. Впоследствии вблизи месторождения вырос город газовиков Новый Уренгой. Тюменская нго

61) Геологическая съёмка, комплекс полевых геологических исследований, производимых с целью составления геологических карт и выявления перспектив территорий в отношении полезных ископаемых. Г. с. заключается в изучении естественных и искусственных обнажений (выходов на поверхность) горных пород (определение их состава, происхождения, возраста, форм залегания); затем на топографическую карту наносятся границы распространения этих пород. Г. с. сопровождается сбором образцов пород, минералов и окаменелостей. Проводится согласно инструкциям, утвержденным Министерством геологии СССР. Характер исследований зависит от масштаба съёмки. Различают мелко-, средне-, крупномасштабные, а также детальные съёмки. При структурно-геологической съемке с помощью геодезических инструментов (теодолита, мензулы, нивелира и др.) во многих пунктах картируемой площади определяются отметки залегания наиболее хорошо прослеживаемых (маркирующих) пластов. По маркирующим пластам строятся структурные карты. При структурно-геологической съемке особое значение имеет выбор маркирующего или опорного горизонта. Он должен четко выделяться в разрезе и хорошо прослеживаться по всей площади съемки. Кроме структурной карты составляются геологическая карта.

62) БУРЕНИЕ СТРУКТУРНОЕ проводится для уточнения структуры и, в частности, тект. форм и стратиграфической последовательности г. п., установленных геол. съемками или геофиз. методами. Применяется обычно при изучении больших глубин, а также в р-нах, в которых потенциально продуктивные комплексы г. п. закрыты толщей непродуктивных образований.

63) Геофизи́ческие методы иссле́дования сква́жин - комплекс физических методов, используемых для изучения горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах, а также для контроля технического состояния скважин. Геофизические исследования скважин делятся на две весьма обширные группы методов - методы каротажа и методы скважинной геофизики. Каротаж, также известный как промысловая или буровая геофизика, предназначен для изучения пород непосредственно примыкающих к стволу скважины (радиус исследования 1-2 м). Часто термины каротаж и ГИС отождествляются, однако ГИС включает также методы, служащие для изучения межскважинного пространства, которые называют скважинной геофизикой.Исследования ведутся при помощи геофизического оборудования. При геофизическом исследовании скважин применяются все методы разведочной геофизики. Классификация методов ГИС может быть выполнена по виду изучаемых физических полей. Всего известно более пятидесяти различных методов и их разновидностей.Название групп методов Электрические, Ядерные,Термические,метод естественного теплового поля,Сейсмоакустические,метод акустического каротажа,Магнитные.

64 ) Геохимические методы исследования 1. Рентгено-флуоресцентный анализ (РФА, XRF). В настоящее время наиболее широко используемый метод для определения главных и редких элементов в породах. Можно определить до 80 элементов при широком ряде концентраций от 100 % до первых г/т.

2. Атомно-абсорбционная спектрометрия (ААС). Высокая чувствительность, но не высокая производительность, не может сравнится с РФА и ІСР-MS.

3. Нейтронно-активационный анализ.

- инструментальный нейтронно-активационный анализ (ИНАА)

- радиохимический нейтронно-активационный анализ (НАА)

4. Гамма-спектрометрия. Измерение естественной радиоактивности трех элементов U, Th, K. С помощью детектора измеряется характерное излучение каждого элемента.

5. Эмиссионная спектрометрия с индуктивносвязанной плазмой. Относительно новый вид анализа, в принципе могут быть определены все элементы ПС.

6. Масс-спектрометрия. В различной форме это наиболее эффективный метод определения изотопных отношений.

- Масс-спектрометрия с изотопным разбавлением

- Масс-спектрометрия с индуктивносвязанной плазмой ІСР-MS

7. Электронно-микропробный (микрозондовый анализ). Определение петрогенных элементов в единичных малых зернах минералов. По принципу аналогичен рентгено-флуоресцентному методу, но образец возбуждается потоком электронов.

8. Ион-микропробный анализ (ионный зонд). Применяется для определения редких элементов и изотопов.