а) все стратиграфические единицы (система, отдел, ярус, горизонт) пишутся по центру страницы друг под другом;
б) названия стратиграфических подразделений должны быть выделены в соответствии с их рангом шрифтами, подчёркиванием и с указанием индекса;
в) в тексте все названия стратиграфических единиц пишутся с маленькой буквы;
г) нельзя писать: отложения системы, яруса, горизонта, а нужно: палеозойские, девонские, живетские отложения.
Примеры:
Палеозойская группа-PZ
Палеозойские отложения ложатся с угловым несогласием и глубоким перерывом в осадконакоплении на отложения рифей-вендского возраста. В связи с этим разрез палеозойских отложений является не полным: из разреза выпадает кембрийская, ордовикская и силурийская системы. Остальная часть палеозойской группы подразделяется на системы: девонскую, каменноугольную и пермскую. Мощность палеозойских отложений изменяется от 1000 до 1500 м.
Девонская система-D
Породы девонского возраста распространены повсеместно. На востоке они выходят на поверхность, участвуя в строении складок на западе - залегают на глубинах 1500-2000 м. Повсюду они ложатся с глубоким размывом и угловым несогласием на подстилающих рифей-вендских отложениях из разреза выпадает нижний отдел. Мощность девонской системы колеблется около 500 м.
Средний отдел-D2
Среднедевонские отложения широко развиты в пределах изученной территории: на востоке они выходят на поверхность, на западе залегают на глубинах 2300-2800 м. Повсеместно они ложатся с угловым несогласием и стратиграфическим перерывом на подстилающие породы рифей-вендского возраста и подразделяются на эйфейльский и живетский ярусы. Мощность среднего отдела колеблется в пределах 150-180м.
Живетский ярус - D2 zv
Живетский ярус, как и вся девонская система, распространен повсеместно, выходя на поверхность на востоке и находясь на глубинах 1900-2400м на западе. Живетские отложения залегают согласно на бийских известняках эйфельского возраста и подразделяется на афонинский и страооскольский горизонты.
Афонинский горизонт – D2 af
Афонинские отложения залегают согласно на бийских отложениях. Афонинские отложения сложены преимущественно известняками. Известняки, частью доломитизированные, иногда глинистые. Мощность 15-25 м.
4. Нефтегазоносность.
Глава нефтегазоносность описывается по структурным картам и геологическим профилям.
Перечислить основные нефтегазоносные горизонты (снизу-вверх) и указать глубину их залегания. Глубина залегания берётся с масштабной шкалы геологического профиля по кровле пласта.
5. Дать подробное литологическое описание пород-коллекторов и пород-покрышек.
6. Для всех представленных в плане и разрезе продуктивных горизонтов определяется тип залежи по классификации И.О.Брода (рис.24).
Для всех типов залежей определить амплитуду залежи, амплитуду ловушки и коэффициент заполнения ловушки (рис. 36).
Амплитуда залежи (Аз.) – это вертикальное расстояние от наивысшей точки (свода) до водонефтяного контакта для газонефтяной или нефтяной залежи (и до газоводяного контакта для газовой залежи).
Амплитуда ловушки (Ал.) – это вертикальное расстояние от наивысшей точки (свода) до последней замкнутой изогипсы.
Коэффициент заполнения ловушки (Кз.л.) – равен отношению амплитуды залежи к амплитуде ловушки.
Кз.л.=Аз. / Ал.
7. Для всех продуктивных залежей определить гипсометрическое положение контактов (ГВК – газоводяной, ГНК – газонефтяной, ВНК – водонефтяной).
Титульный лист работы оформляется в соответствии с приложением № 2.
Рис.36. Схема пластово-сводовой нефтяной залежи с газовой шапкой. Условные обозначения:
Части пласта: 1 - газовая; 2 - нефтегазовая; 3 - нефтяная; 4- водяная.
Контакты: ГНК - газонефтяной контакт - условная поверхность, отделяющая в нефтегазовой части залежи нефть от газа; ВНК - водонефтяной контакт - условная поверхность, отделяющая в нефтяной залежи зону насыщенную нефтью от переходной, насыщенной нефтью с водой;
Кз.л. = Аз/Ал - коэффициент заполнения ловушки.
Аз - амплитуда залежи – это вертикальное расстояние от наивысшей точки до водонефтяного контакта;
Ал - амплитуда ловушки – это вертикальное расстояние от наивысшей точки до последней замкнутой изогипсы;
hн - высота нефтяной части залежи; hr - высота газовой шапки,
Кз.л. изменяется от 0 до 1.
Контрольные вопросы по геологии нефти и газа
1. Что входит в понятие "каустобиолит".
2. Элементный, групповой и изотопный состав нефти.
3. Физические свойства нефти.
4. Классификация нефтей по содержанию смол, серы, асфальтенов.
5. Основные агрегатные состояния газа в земной коре, его состав.
6. Физико-химические свойства природных газов.
7. Что входит в понятия "газоконденсат " и "газогидрат".
8. Распределение газа, нефти и воды в нефтяном пласте.
9. Породы – коллекторы. Литологические типы коллекторов.
10. Основные коллекторские свойства горных пород.
11. Пористость. Размеры и формы пустот. Типы пористости. Коэффициенты пористости.
12. Проницаемость. Виды проницаемости. Коэффициент проницаемости.
13. Классификация коллекторов по пористости и по проницаемости.
14. Породы – покрышки, их назначения и типы.
15. Классификации пород-покрышек.
16. Природные резервуары и их типы (рисунки).
17. Природные ловушки и их типы (рисунки).
18. Определение залежи и элементы пластово-сводовой и массивной.
19. Классификация залежей по фазовому состоянию.
20. Морфологическая классификация залежей по Броду.
21. Месторождения нефти и газа и их основные классификации.
22. Основные признаки месторождений платформ.
23. Основные признаки месторождений геосинклинальных областей.
24. Основные закономерности распределения нефти в земной коре.
25. Основные закономерности распределения газа в земной коре.
26. Неорганические гипотезы происхождения нефти и газа.
27. Органическая гипотеза происхождения нефти и газа.
28. Стадии преобразования рассеянного органического вещества.
29. Закономерности изменения органического вещества в катагенезе.
30. Понятие о нефтегазоматеринских толщах.
31. Миграция нефти и газа и её виды.
32. Основные факторы, способствующие миграции.
33.Основные процессы, способствующие образованию и формированию залежей нефти и газа.
34. Принцип дифференциального улавливания флюидов.
35. Принцип гравитационного разделения флюидов.
36. Основные факторы, способствующие разрушению залежей нефти и газа.
Приложение 1
Федеральное агентство по образованию
ГОУ ВПО Пермский государственный технический университет
ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №1
(для студентов очного отделения)