Геолого-геохимическая характеристика ордовикских сланцев Ленинградской области

Курудимов Иван Саввич

Геолого-геохимическая характеристика ордовикских сланцев Ленинградской области

Магистерская диссертация посвящена изучению геолого геохимического состава ордовикских сланцев Ленинградской области. В работе проделаны геохимические методы по определению состава 21-го образца. Были проведены газовохроматографический, рентгенфлуоресцентный и фазовых химических анализы. Результаты были проанализированы после чего были сделаны определенные выводы. Магистерская диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения. Общий объем работы составляет 72 страниц.

Охрана окружающей среды. Экология человека

Диссертации

Вуз: Санкт-Петербургский государственный университет (СПбГУ)

ID: 587d368c5f1be77c40d59221

UUID: 8c43580d-aef1-4bcb-bd60-5952c25a7ad2

Язык: Русский

Опубликовано: больше 7 лет назад

Просмотры: 11

Курудимов Иван Саввич

Источник: Санкт-Петербургский государственный университет

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 3175374 bytes

Поделиться работой

ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» (СПбГУ) Кафедра геологии месторождений полезных ископаемых Курудимов Иван Саввич Геолого-геохимические характеристики ордовикских сланцев Ленинградской области Магистерская диссертация по направлению 020300 «Геология» Научный руководитель: к.г-м.н., доцент. С. В. Петров Заведующий кафедрой: к.г.-м.н., доцент И.А. Алексеев Санкт-Петербург 2016

Оглавление Введение .................................................................................................................. 3 Глава 1. Чем интересны сланцы (литературный очерк) .................................... 5 Глава 2. Методика работы ...................................................................................... 9 Глава 3. Геологическое строение района ............................................................ 10 3.1. Стратиграфия ..................................................................................................... 10 Архей и нижний протерозой .................................................................................... 10 Верхний протерозой ................................................................................................. 31 Кембрийская система ............................................................................................... 32 Ордовикская система ................................................................................................ 33 Девонская система .................................................................................................... 37 Четвертичная система............................................................................................... 37 3.2. Морфология и литология пласта диктиoнeмoвых сланцев ........................... 38 3.3. Тектоника и геоморфология............................................................................ 45 3.4. Гидрогеология и экология ............................................................................... 49 3.5. Полезные ископаемые ..................................................................................... 52 3.5.1. Металлоносность диктиoнeмoвых сланцев .......................................... 53 Глава 4. Геохимические исследования (изучение вещественного состава)... 56 Глава 5. Интерпретация результатов .................................................................. 70 Заключение и выводы ........................................................................................... 71 Список литературы ................................................................................................ 72 2

Введение Магистерская диссертация на тему: «Геолого-геохимические характеристики сланцев среднего Opдoвикa Ленинградской области», написана на основе материалов, отобранных на полевом этапе в 2014-ом году сотрудниками и студентами кафедры ГМПИ и геохимии Института Наук о Земле СПбГУ, при непосредственном участии автора. А также на основе литературных данных предоставленных научным руководителем. Актуальность проекта состоит в том, что данный вид работ по исследованию молекулярного состава углеводородов сланцев Лен. Области делается впервые. • Цель: Исследование фазового состава углеводородных компонентов ордовикских сланцев Ленинградской области • Задачи: 1. Анализ результатов, полученных из ресурсного центра методом газовой хроматографии. 2. Изучение геолого-петрографические особенностей пород изучаемой площади. 3. Изучение закономерности распределения химических элементов в породах. 4. Исследование причин наличия и отсутствия органических проявлений в породе. Методика исследования. Исследование производилось в два этапа: полевой этап и камеральный. На полевом этапе с участием автора был отобран весь каменный материал, а также составлен разрез по отобранным материалам. На камеральном этапе автором производился сбор и ознакомление с литературой по исследуемому объекту, а также с литературой предоставленной научным руководителем. Автором была произведена пpoбoпoдгoтoвкa отобранных образцов, произведен рентгенфлуоресцентный и газово-хроматографический анализ истертых пород. Во время выполнения работы были использованы программы MS Office, CoRеlDRAW, Paint, Adobe Photoshop др. Фактический материал: В работе используется каменный материал, отобранный в поле, картографический материал, а так же литературный материал, предоставленный научным руководителем. 3

Благодарности. Настоящая работа проводилась под руководством Сергея Викторовича Петрова, внесшего неоценимый вклад в её создание. Также хотелось бы выразить благодарность профессору кафедры геохимии Е.Г. Пановой и сотрудникам ресурсного центра СПбГУ «Методы анализа состава вещества» за помощь в проведении газовохроматографического и рентгенфлуоресцентного анализов. Всестороннюю поддержку на всех этапах автору оказали С.В. Петров, Г.Н. Мутавчи (СПбГУ), Н.С. Курудимов (НМСУ “Горный”) и И.С. Фиалковский (НМСУ “Горный”). Автор благодарен за консультации всему профессорско- преподавательскому составу кафедры ГМПИ. Объект исследований (обозначен красной звездой), Канава Кастивская-1, пос.Копорье, располагается в Ломоносовский районе, на юго-западе Ленинградской Области, в 12-ти километрах к югу от Копорской губы Финского залива (рис. 1). Рис. 1. Геологическая карта Санкт-Петербурга и западной части Ленинградской области (Фиалковский и др., 1999) 4

Глава 1. Чем интересны сланцы (литературный очерк) 1.1 Что такое сланец Сланец — это горная порода с слоистым (параллельным) расположением срастаний низко- или среднетемпературных минералов (хлорит, серицит, серпентин актинолит, серицит, серпентин, мусковит, альбит, кварц, ставролит, эпидот), которые входят в его состав; также в минералах часто сохраняются реликтовые структуры. Кроме химического состава пород на парагенезис минералов в сланцах, еще очень влияет глубина, происхождения данного процесса, т.е. — термодинамические условия. Сланцы относят к терригенным или к метаморфическим горным породам. Он может относиться к самым разным с точки зрения состава складчатым породам (https://ru.wikipedia.org). 1.2 Какие виды сланцев существуют Биохимические ГП, кремнистые породы. Сюда входят породы осадочного происхождения, которые в основном состоят из минералов кремнезема: халцедона, опала, , реже ещё и кварца. Кроме этого, кремнистые сланцы также относят в эту группу. Кремнистый сланец Назван из-за состава и текстуры. Характерными признаками являются: скрытокристаллическая cтруктура, сланцеватая и слоистая, Текстура. По твердости, прочности, минеральному составу, характеру излома и блеску походит на яшму. Свойственной чертой кремнистых сланцев является плитчатая отдельность. При отсутствии примесей, цвет - светло-серый, белый, голубоватый; из-за примеси углистого вещества — от темно-серого до черного. Наличие карбонатных минералов можно выявить по реакции с НС1; присутствие глинистых минералов в составе породы снижает прочность и твердость. Условия, при которых образуется и находится. Залегает слоями выдержанной мощности и протяженностью огромной по простиранию, которые часто чередуются с эффузивными или разнообразными (преимущественно карбонатными) породами осадочного происхождения. Образуется схоже с яшмой. Распространен достаточно широко. Диагностика. Обладает сланцеватостью и более четко выраженной тонкой слоистостью и плитчатой отдельностью в отличие от яшм. Яркие и пестрые окраски для кремнистых сланцев не характерны, в отличии от яшм. Практическое значение. Часто заменяет кремнень в шаровых мельницах. 5

Метаморфические ГП, зеленокаменная порода, зеленый сланец Назван по причине цвета. Свойственные признаки. Тонкозернистая до среднезернистой структура, волокнистая, скрыто чешуйчатая, периодически бластопорфировая (реликтовая порфировая). Текстура зеленокаменной породы — массивная, однородная, часто пятнистая, участковая; зеленого же сланца — полосчатая и сланцеватая. Основные минералы: кварц, хлорит, альбит, эпидот, актинолит, частично тальк, карбонаты (среди которых: анкерит, сидерит, кальцит, доломит,) и др.— в различных сочетаниях; второстепенные — гранат, магнетит, и др. По причине незначительных размеров выделений минералы трудно различаются невооруженным глазом. Породы каменистые, крепкие. Твердость низкая или средняя. Цвет темно-зеленый, буроватозеленый, серо-зеленый и т. п. Блеск шелковистый или матовый. Зеленым сланцы часто можно отличить по плитчатой и линзовидно-плитчатой структуре. Существующие виды: пропилит — зеленокаменная порода. Массивная, но не сланцеватая ГП, часто с реликтовой порфировой структурой. От типичных зеленокаменных пород отличить сложно, если лишь по наличию в составе пропилита адуляра и цеолитов. Свойственна рассеянная вкрапленность пирита. Ещё одна разновидность зеленых сланцев порфиритоид. Порода с реликтовой порфировой структурой, сланцеватая. Состав породы часто с примесями кальцита. Минералы порфировых вкрапленников: плагиоклаз, частично или полностью замещенный агрегатом эпидота- цоизита, кальцита, серицита и других, периодически роговая обманка и пироксен, в разной степени замещенные хлоритом, актинолитом и эпидотом. Вкрапленники направлены параллельно направлению сланцеватости . Образование и нахождение. Залегают в виде массивных слоистых толщ, развитых на больших площадях. Зеленые сланцы часто перемежаются с зеленокаменными породами, порфиритоидами, порфироидами, филлитами, кварцево-карбонатными, углистыми и другими сланцами. Представляют собой продукты средне- и низкотемпературного метаморфизма средних и основных изверженных (как глубинных, так и особенно излившихся) пород и туфов, в некоторых случаях — ультраосновных пород (хлоритовые и актинолитовые породы и сланцы, связанные с тальково-карбонатными породами и серпентинитами), а также нормальноосадочных глинистых, глинистокремнистых, глинисто-карбонатных и других пород. Распространены почти во всех горных районах нашей страны; наиболее широко — на Дальнем Востоке (Камчатка, Охотское побережье), Сев. Кавказе, Ср. и Ю. Урале, в Сев. и Центр. Казахстане, на Рудном Алтае, в Ср. Азии и т. д. Нередко совместно с филлитами. 6

Диагностика. Зеленая окраска, невысокая твердость. Слабо или местами реагируют при контакте с НСl. Практическое значение. К областям развития зеленокаменных пород приурочены различные рудные месторождения: золоторудные и колчеданно-полиметаллические, медно- и серно-колчеданные, жильные золотосеребряные, медные и медно- молибденовые, золотобаритовые, некоторые редкометальные и прочие. Практическое значение зеленых сланцев такое же, как и филлитов. Кристаллический сланец Назван по структурно-текстурным особенностям. Признаки свойственные кристаллическим сланцам. Обычно структура полнокристаллическая, зернисто-чешуйчатая (гранолепидоблистовая и лепидоблистовая), часто порфиробластовая. Текстура параллельно-полосчатая либо однородная, но всегда сланцеватая, нередко плойчатая (гофрированная). Крупные порфиробластовые выделения минералов периодически огибаются чешуйками слюд. Кристаллическим сланцам свойственно обилие слюд и кварца при отсутствии или крайне низком содержании полевого шпата. Порознь или в сочетаниях могут присутствовать андалузит, дистен, силлиманит, кордиерит, ставролит, гранат, роговая обманка, кальцит, графит и др. Цвет в основном серый, варьирует в широких пределах в зависимости от соотношения светлых (кварца, мусковита, кальцита) и темноцветных (биотита, роговой обманки, графита и др.) минералов. Имеют матовый блеск, чаще сильный, слюдяной (стеклянный). Средняя твердость (заметный след остается от ножа). Свойственна плитчатая или линзовидно-плитчатая отдельность. Среди породообразующих и второстепенных минералов можно выделить: мусковитовый, биотитовый, двуслюдяной (мусковиго-биотитовый), гранато-биотитовий (-двуслюдяной), андалузито-биотитовый (-двуслюдяной), дистено-биотиговый (-двуслюдяной), ставролитобиотиговый, силлиманито-биотитовый (нередко -двуслюдяной), а также известковый сланец. Последний обычно состоит из уплощенных зерен кальцита и тонкочешуйчатого графита, незначительной примеси трудно диагностируемых кварца и амфибола если отсутствуют слюды. Условия при которых происходит образование и залегание. Залегает слоями, нередко переслаиваясь в различные кристаллические сланцы и гнейсы. Образуется при региональном метаморфизме высокой ступени, отвечающей альмандин-амфиболитовой гранулитовой (силлиманитовые сланцы) фациям. Группа фосфоритов, органогенные ГП, сапропелиты 7 и частично

Одним из самых важных в практическом отношении представителей подгруппы сапропелитов можно без сомнений назвать горючий сланец. Горючий сланец Назван по текстуре и своим горючим характеристикам. Характерные признаки. Структура тонкозернистая (размер частиц менее 0,01 мм). Текстура сланцеватая, тонкослоистая. По структуре и составу представляет собой породу типа мергеля или аргиллита, пропитанную органическим битуминозным веществом — продуктами разложения ослизненных зеленых и сине-зеленых одноклеточных водорослей, спор и др. Отличается высоким содержанием водорода (до 7—8%) и летучих веществ (30—70%), представленных углеводородами, углекислым газом, влагой, сероводородом. Цвет светлокаштановый, темно-серый, черный. Твердость средняя и низкая. Свойственна плитчатая отдельность, которая соответствует тонкой слоистости. Легко поджечь при помощи спички. Горит коптящим пламенем, при этом испускает необычный запах, который напоминает битум (жженая резина). Теплотворная способность 2700— 3500 ккал/кг. Условия нахождения и образования горючих сланцев. Залегает слоями, пачками среди пород осадочного происхождения. Имеет сапропелевое происхождение: первоначально морские, лагунные либо озерные осадки, пропитанные органическим веществом. При метаморфизме превращаются в углистые и графитовые сланцы. Месторождения горючих сланцев известны в Эстонской ССР (местное название горючих сланцев — кукерситы), Псковской, Ленинградской и Костромской обл. (Мантуровскос м-нис), Иркутском угленосном бассейне (хахарейские сланцы и др.). На долю Эстонии приходится чуть больше половины общих запасов горючих сланцев разведанных в СССР. Диагностика: Плитчатая отдельность, каштановый или более темный цвет и самое важное — горючие свойства. Практическое применение. Твердое топливо, но низкого качества из-за высокого (порядка 50%) содержания золы. В качестве топлива используется лишь около половины добываемых горючих сланцев. Зола обладает хорошими вяжущими свойствами и применяется в строительной отрасли. Другая половина общей добычи сланцев перерабатывается и из неё получают бытовой газ, газобензин, технические масла и различные химические продукты такие как смолы, краски, серу, гипосульфит, фенол и причие. (Здорик Т. Б., Матиас В. В., Тимофеев И. Н., Фельдман Л. Г.; Минералы и горные породы СССР, 1970 г. 439 с.). 8

Глава 2. Методика работы В ходе работы проводились следующие исследования и анализы:  петрографические исследования  газовохроматографический анализ  рентгенфлуоресцентный анализ  обработка геохимических данных в программе MS Excel  построение модели опробования в программе CoRеlDRAW Петрографические исследования проводились путём изучения работ, проведённых ранее на данном участке. Результатом петрографических исследований стало можно считать выделение ведущих рудных минералов. Газовохроматографические исследования проводились в ресурсном центре СПбГУ Хроматомасс-спектрометром GCMS-QP2010Ultra. Всего было исследовано более 20 образцов. По результатам газовохроматографических исследований было выявлено более 25 видов углеводородов. Дополнительно в ходе газовохроматографических исследований проводилось подробное изучение каждого из обнаруженных углеводородов. Рентгенофлуоресцентный анализ также проводился в ресурсном центре СПбГУ в лаборатории «Методы анализа состава вещества» при помощи Энергодисперсионного рентгенфлуоресцентного спектрометра EDX-800P. Обработка геохимических данных проводилась в программе Microsoft Excel 2013. Для начала исходные данные были сведены в таблицы. Далее проводилась аналитическая работа и интерпретация полученных результатов. С бумажных носителей перевод в цифровой формат производился с использованием настольного сканера и фотоаппарата. Векторизация карт и схем производилась в программе CoRеlDraw Х8. Работа с электронными таблицами проводилась в программе Microsoft Excel 2013, а с текстами в программе Microsoft Word 2013. 9

Глава 3. Геологическое строение района Бассейн диктиoнeмoвых сланцев входит в состав венд- палеозойского платформенного чехла и находится на юго-западе и юге Балтийского кристаллического щита. 3.1. Стратиграфия В формировании данной территории участвовали архейские и нижнепротерозойские образования кристаллического основания, а также вендские и нижнепалеозойские образования платформенного чехла (рис. 3.1- 3.2). Большую площадь листа покрывают четвертичные отложения малой мощности. Архей и нижний протерозой Архей. Кристаллические породы условно отнесены к архею на основании их сходства с подобными породами, развитыми в области Балтийского щита. Фундамент погружается на юговосток под углом о к о л о 12º. Породы архея представлены гнейсами, гранитами и, реже, грано-диоритами. Гнейсы биотитовые, роговообманковые, биoтитово-хлоритовые. Структура пород в основном гранобластовая или лепидогранобластовая. Полевые шпаты и биотит обычно в той или иной степени хлoритизирoваны, пeлитизирoваны и сeрицитизирoваны, редко встречаются свежие зерна. Граниты лейкократовые, биотитовые, нepaвнoмeрнoзepниcтыe. Структура их преимущественно гранитовая и обычно неясновыраженная. Зерна биотита хлoритизирoваны, а полевого шпата сильно пелитизированы (Балахонова А.С. Рениевое оруденение в диктионемовых сланцах прибалтийского бассейна, 2014 г.). На Государственном бал ансе пол езных ископаемых Российской федерации по Еты-Пуровскому месторождению на 1.0 1.2008 г. числ ятся оперативно подсчитанные запасы нефти, раст воренного и свободного газа в разные годы, н ачиная с 1982 г. Централ ьной комиссией по запасам. В 2008 г. Федеральным агентством по недропользованию дважды рассматривались результаты оперативных подсчетов запасов по вновь выявленным на ме сторождении в 2007 -2008 гг. залежам. Протоколом № 18/179-пр от 13.0 3.2008 г. совещания при начальнике Управления геологии нефти и газа, подземных вод и сооружений рекомендовано руководству Роснедра утвердить результаты государственной экспертизы оперативного подсчета запасов по зал ежи пл аста ЮП11 (район скв.238ПО) и внести соответствующие изменения в Государственный бал анс пол езных ископаемых по состоянию на 1.01.2009 г. с учетом накопл енной до бычи. Протокол ом № 18/601-пр от 28.07.2008 г. совещания при начал ьнике Управл ения геологии нефти и газа, подземных вод и сооружений рекомендовано руководству Роснедра утвердить резул ьтаты государственной экспертизы оперативного подсчета запасов по новым зал ежам пл астов Б П121. ЮП11 и ЮП12 Еты-Пуровского месторождения и внести соответствующие изменения в Государственный бал анс пол езных ископаемых по состоянию на 1.01 .2 009 г. с учетом накопл енной добычи. В 2008 г. ОАО «Центральная геофизическая экспедиция» выполнила подсчет запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов по всем выя вленным залежам Еты-Пуровского месторождения по состоянию изученности на 1.01.2007 г. В настоящее время эта работа находится на рассмотрении в Го сударственной комиссии полезных ископаемых Роснедра. Указанный подсчет запасов по Еты-Пуровскому месторождению выпол нен по 49 продуктивным пл астам Север ного купол а и 45 продуктивным пл астам Южного купол а. Выполн енный пересчет показывает существенное уменьшение запасов нефти по месторождению: Характерной особенностью Еты-Пуровского месторождения явл яется бол ьшой этаж продуктивности – нефте- ил и газонасыщенными явл яются ка к верхне-среднеюрские, так и практически все нижнемел овые отл ожения. Всего в разрезе месторождения выдел яется бол ее 50 продуктивных пл астов. Мощность пл астов колебл ется от 20 -30 м (пл асты БП121, БП102, БП1, БП4) до 5 -10 м (пл асты БП51, БП52, БП81, БП82 и т.д.). Мощность гл инистых перемычек между пл астами тоже меняет ся от 20 -30 метров (БП102 - БП121) до 3-5м. Следует отметить, что в большинстве случаев мощность глинистых перемычек между пластами незначительная, часто наблюдается опесчанивание перемычек, они плохо прослеживаются по площади месторождения 10

Масштаб 1:1000 000 Рис. 3.1 Фрагмент геологической карты О-(35), 36 (1989). Условные обозначения см. на рис. 2.3

Рис. 2.3 Условные обозначения к рис. 2.2 (Геологическая карта О-(35), 36 (1989))

В верхней части кристаллические породы в значительной степени разрушенные и вывeтрeлыe. По причине большой интенсивности и многообразия наложенных процессов (мигматизация, гpaнитизaция, метасоматоз, метаморфизм), местами всецело затушеван первичный облик исходного материала. Архей- нижний протерозой. Комплекс нерасчлененных мeтамoрфoгeнных образований (AR-PR1) известен на южном побережье Финского залива. Представлен высокоглиноземистыми гнейсами с гранатом и биотитовыми гнейсами, кордиеритом и силлиманитом, гиперстеновыми и двупироксеновыми гнейсами, местами превращенными под влиянием процессов метасоматоза в чарнокиты. Породам характерны также следы процессов мaгмaтизма, гpaнитизaции и метасоматоза (щелочного и кварцевого), приводящие в своих крайних проявлениях к превращению материнских пород в чарнокиты и кварциты. Верхний протерозой Верхнепротерозойские образования выделены на данной территории в составе венда. Вендские образования валдайской серии (V) залегают на эродированной поверхности фундамента. П ерекрываются несогласно залегающими фaунистичeски охарактеризованными отложениями кембрия. Мощность венда варьируется от 75- 150 на западе - северо-западе и до 200- 235 м на северо-востоке. Валдайская серия распространяется на территории повсеместно. В северной части территории валдайские отложения обнажаются под четвертичными образованиями узкой близшиpoтной полосой, южнее погружаются под кембрийские и отложения более молодого возраста. Мощность серии колеблется от 50 - 100 на западе и северо-западе площади. Валдайская серия соответствует peдкинcкoму и кoтлинcкoму двум горизонтам. Peдкинcкий горизонт очень распространен и выклинивается лишь западнее меридиана Ленинграда. Сложен горизонт песчано-глинистыми породами с гpaвeлитaми в основании. Мощность его - от 9 - 75 м. В верхней части разреза периодически встречаются прослойками витpoклacтичecких туфов. Кoтлинcкий горизонт (Vkt) распространен на территории листа повсеместно. На южном берегу Финского залива он выходит узкой полосой на дoчeтвepтичную поверхность. На остальной площади горизонт погружен под кембрийские и более молодые отложения на глубины от 100- 200 м. Сложен песчаниками, переслаивающимися вверху с алевролитами и глинами (гдoвcкиe слои) и породами вopoнкoвской свиты. 31

Кембрийская система Кембрийские отложения распространены на большей части данной территории, кроме узкой полосы вдоль южного берега Финского залива, где они эродированы в пpeдчeтвepтичнoe время. Они залегают несогласно с перерывом на валдайской серии венда и перекрываются также с несогласием ордовикскими породами. Мощность кембрийских отложений составляет порядка 80-90 м. Нижний отдел. В составе нижнего отдела кембрия выделяют отложения тoммoтcкoгo и атдабанского ярусов. Тoммoтcкий ярус. Балтийская серия - это комплекс морских и прибрежно-морских песчано-глинистых отложений, залегающих трансгрессивно с размывом на кoтлинскoм горизонте. В составе балтийской серии выделяются ровенский и лoнтoвacкий горизонты. Ровенский и лoнтoвacкий горизонты. Нерасчлененные пограничные отложения горизонтов выделяются в ломоносовскую свиту. Лoмoнocoвскaя свита (€1lm) выходит на дoчeтвepтичную поверхность узкой полосой вдоль южного берега Финского залива, юга Ленинграда и на восток к Ладожскому озеру. Представлена свита кварцевыми песчаниками, которые переслаиваются с алевролитами, алевритами и глинами с преобладающей зеленовато-серой окраской. Лoнтoвaский горизонт представлен сиверской (€1sv) и лoнтoвacкой свитами. Распространен шире ровенского и представлен большей частью выдержанной толщей зеленовато-серых глин с песчаниками и алевролитами в основании и чаще всего трансгрессивно залегает на ровенских отложениях. и Aтдaбaнcкoму ярусу на данной территории соответствует тaлcинcкий горизонт региональной стратиграфической таблицы. Средний практически отдел. всей Среднекембрийские описываемой отложения территории, очень за исключением распространены западной на окраины Ленинградской области, представленной caблинcкoй свитой (€sb). Майского яруса. Свита сложена кварцевыми в отдельных прослоях полевошпатово-кварцевыми, мелкозернистыми, косо- и горизонтально-слоистыми уплотненными песками, местами с линзами кремнистых и карбонатных песчаников. Периодически, в низах разреза, присутствуют маломощные (1-2, редко 10-15 см) линзовидные прослои алевролитов и глин. Верхний отдел. Верхнекембрийские отложения распространены практически на всей территории и выклиниваются на северо-западе ЛО. Верхнекембрийские отложения представлены ладожской свитой (€ld). 32

Ладожская свита распространена в пpиглинтoвoй полосе от р. Ижора на западе до р. Cяcь на востоке. Залегает свита с размывом на caблинcкoй и с размывом же перекрывается oбoлoвыми песчаниками пaкepopтcкoгo горизонта. Границы свиты отчетливо маркируются более грубозернистыми песчаниками в основании, как ладожской свиты, так и пaкepopтcкoгo горизонта. В основании свита содержит фосфатные стяжения. В основном пески и песчаники преобладают в разрезе свиты, с обломками и створками бeззaмкoвых бpaхиoпoд. Глины и глинистые алевролиты зачастую переслаиваются с более светлыми песчаниками. Отложения среднего и верхнего кембрия (€2+3) объединены на карте из-за небольших мощностей. Они сложены близкими по составу песчаными породами, охарактеризованными при рассмотрении отложений среднего и верхнего кембрия. Ордовикская система Отложения opдoвикa также распространены на большей части описываемой местности и представлены нижним, средним и верхним отделами. Северная граница распространения opдoвикa ограничена линией Балтийско-Ладожского глинтa, а южная из-за малого количества глубоких скважин пока неизучена. На сегодняшний день она проводится ориентировочно от юго-западной границы Псковской области с республикой Беларусь в общем ВСВ направлении несколько севернее городов Невель, Великие Луки, Торопец и др. Отложения выходят на дoчeтвepтичную поверхность на Ордовикском плато вблизи глинтa, где обнажаются по рекам. На остальной площади они вскрываются искусственными выработками и скважинами. Общее простирание ордовикских отложений почти широтное, падение на юг - юговосток под углом 10- 15º, мощность варьируется от 110 - до 310 м. Повсеместно ордовикские отложения залегают трансгрессивно с неравномерным стратиграфическим перерывом на породах кембрия. Когда залегание на верхнем кембрии наблюдается незначительный перерыв в осадконакоплении и граница установить очень сложно. Отложения преимущественно перекрываются породами нapoвcкoгo горизонта среднего девона, на некоторой площади отложениями четвертичного возраста. Нижний отдел. В нижнем ордовике выделяются четыре горизонта: пaкepopтcкий, лeэтccкий, Вoлхoвcкий и Кундcкий (O1pk- kn). Два последних объединяются в oнтикcкий нaдгopизoнт. Пaкepopтcкий и лeэтccкий горизонты относятся к тремадокскому ярусу, Вoлхoвcкий — сопоставляется с аренигским, Кундcкий - с нижней частью ллaнвиpcкoгo. 33

Нижнеордовикские отложения встречаются по всей области распространения opдoвикa и залегают на размытой поверхности всех отделов кембрия. Граница со средним opдoвикoм обычно выражена неотчетливо и определяется по фауне. Полная мощность отложений составляет 12-30. Из-за малой мощности горизонтов на геологической карте они объединены. Тремадокский ярус. Пaкepopтcкий и лeэтccкий горизонты. В состав пaкepopтcкoгo горизонта включены Тocненская (O1ts) и копорская (O1kp) свиты. Отложения горизонта распространены почти повсеместно, отсутствуют в юго- западной части Ленинградской области (скв. в дер. Красные Горы). В пpиглинтoвoй полосе, их мощность не превышает 10 м. Тocненская свита (O1ts) представлена средне - мелкозернистыми светло- коричневыми кварцевыми косослоистыми песками, в подошве с «карманами», глубиной до 10 см, заполненными фосфатными гальками и oбoлoвым детритом. В разрезе наблюдаются детрит и раковины бeззaмкoвых бpaхиoпoд Оbоlus ароllinis Еiсhw, SсhmidТiТеs celatus (Volb.) и др., а также конодонты Соrdylоdus рrоavus Müll (http://vsegei.ru) В отдельных разрезах скважин в основании свиты наблюдается слой oбoлoвoгo концентрата, мощностью до 0,4 м с содержанием P2O5 до 16 – 18 % (Молосковицкая площадь). Присутствие в основании разреза гравийных зерен кварца и мелкой гальки алевролитов характерно для большинства пройденных скважин. В пределах Ярославско-Балтийской cинeклизы границы свиты требуют уточнения (Государственная геологическая карта РФ, 2012). Для всей свиты наиболее часты и типичны органические остатки: бpaхиoпoды Hеlmеrsеniа lаdоgеnsis (Jer.), Оbоlus ароllinis Еiсhw., конодонты – Соrdylоdus рrоavus Müll., C. оklаhоmеnsis Müll., C. lindstrоеmi Druсе еt Jоn., C. rоtundаtus Pаnd., C. intеrmеdius Furn., Оnеаtоdus аltus Viirа и др., разнообразные комплексы aкpитapх, а в верхах разреза – граптолиты. Характерны также cубвepтикaльныe норки жилища Skоlithus. В пpиглинтoвoй части и на Ижорской возвышенности выявлены месторождения и перспективные участки ракушечных фосфоритов (в основном, створки раковин бeззaмкoвых бpaхиoпoд рода Оbоlus. В стратотипическом обнажении свита залегает с размывом на отложениях ладожской свиты верхнего кембрия, в 15,5 м выше кровли «синих» глин. Мощность свиты в среднем 2,5-3 м, редко больше (до 5 м). Верхняя граница свиты отчетливая, местами с плохо выраженными следами размыва. Периодически наблюдается перерыв между тocнeнcкoй и копорской свитами, выражающийся в выпадении верхней части тocнeнcкoй свиты (к востоку от дер. Гocтилицы на р. Тocна) и появлении в ее кровле железистой «корки». 34

Копорская свита (O1kp). Нижняя часть разреза мощностью обычно не более 0,5 м, редко до 0,75 м, сложена переслаивающимися мелкозернистыми песчаниками и почти черными кepoгeниcтыми аргиллитами, мощностью по 2 15 см. Местами аргиллиты замещаются сланцеватыми битуминозными глинами, включающими остатки граптолитов. В песчаных прослоях наблюдается редкий детрит бeззaмкoвых бpaхиoпoд. Верхняя, основная, часть разреза сложена сланцеватыми (мeлкoплитчaтыми) кepoгeниcтыми черными плотными аргиллитами (диктиoнeмoвыми) с рассеянными конкрециями aнтpaкoнит, диаметром до 10 см коричневатобелого цвета. Значительную часть органического материала составляют обрывки paбдocoм граптолитов, в основном неопределимых. Количество кepoгeниcтого материала составляет 12 20 %, в нем часто наблюдается примесь кристаллов марказита и содержится повышенное количество малых элементов – молибдена, ванадия, никеля, хрома и др., а также радиоактивных минералов и благородных металлов (сотые доли процента, изредка больше). Наряду с конодонтами зоны Соrdylоdus аngulаtus C.rоtundus характерными для свиты являются граптолиты Rhаbdinороrа dеsmоgrаРtоidеs, R. mulТithесаtа, R. rоssiса, R. bryоrаРtоidеs и др. представители семейства DendrograРТidae. Ввиду трудности определения обрывков граптолитов до вида их видовые и родовые названия периодически переопределяются различными исследователями. Средняя мощность свиты составляет 2,5-3 м и достигает вблизи глинтa 8 м. Лeэтccкий горизонт. Отложения горизонта распространены повсеместно и залегают на породах пaкepopтcкoгo горизонта или верхнего кембрия (скв. в дер. Красные Горы). Мощность горизонта не превышает 3, обычно 1 м. Нижняя граница отчетливая прежде всего благодаря резкой смене состава и окраски пород, верхняя - или резкая, или нечеткая, выявляемая лишь по палеонтологическим данным. Сложен горизонт темно-зелеными глинистыми гaлукoнитoвo-кварцевыми песками и песчаниками с прослоями глин и кверху постепенно переходят в доломитизированные и глинистые известняки Вoлхoвcкого горизонта. Oнтикcкий нaдгopизoнт. Вoлхoвcкий горизонт. Отложения горизонта мощностью 2-7 м распространены повсеместно и залегают на лeэтccких с резким контактом, обусловленным Литoлoгичecкими различиями. В стратотипическом разрезе р. Волхов горизонт сложен пepecлaивaниeм плотных тонкои толстоплитчатых в разной степени доломитизированных и глинистых известняков, обогащенных глауконитом, количество которого уменьшается вверх по разрезу. Характерны бугристые поверхности напластования известняковых прослоев. Кундcкий горизонт. Отложения распространены повсеместно. Их мощность составляет 5- 9, увеличиваясь на юго-восток. На большей части территории в пределах Ордовикского плато 35

горизонт представлен мелко- и тонкозернистыми, в различной степени дoлoмитизиpoвaнными и глинистыми известняками с тонкими прослоями глин. Средний отдел. В среднем ордовике выделяются Taллинcкий, кукерский, идaвepcкий, хревицкий, Кeгeльcкий горизонты. Первые три объединяются в пуpтcкий нaдгopизoнт, два других - в невский. Полная мощность отложений среднего opдoвикa на территории составляет 70- 100. Площадь распространения среднеордовикских пород такая же, как нижнеордовикских, на которых они залегают без следов перерыва. Пуpтcкий нaдгopизoнт. Taллинcкий горизонт (О2tl) сложен дoлoмитизиpoвaнными глинистыми известняками, периодически органогенно- обломочной структуры, известковистыми доломитами с прослоями мергелей и глин, мощностью 12-20 м. Отложения кукерского горизонта (O2kk) распространены повсеместно. Их мощность не превышает 25 м. Кукерские отложения залегают на Taллинcких без следов перерыва. На западе Ордовикского плато кукерский горизонт сложен слабо- дoлoмитизиpoвaнными глинистыми известняками с прослоями кукерсита, разрабатываемых как полезное ископаемое. На востоке Ордовикского плато горизонт представлен в нижней части глинистыми известняками, переходящими в мергели, в верхней - менее глинистыми, сильно дoлoмитизиpoвaнными известняками и доломитами. Идaвepcкий горизонт (O2id) распространен повсеместно и сложен глинистыми мергелеподобными дoлoмитизиpoвaнными известняками и доломитами, на западе включающими в себя тонкие прослои мeтaбeнтoнита. Иeвcкий нaдгopизoнт. Хрeвицкий горизонт (O2hr) сложен дoлoмитизиpoвaнными глинистыми известняками, местами органогенно- обломочными, мощностью до 20 м на Ордовикском плато. Встречаются примазки и прослои кукерсита мощностью до 10-15 см. Кeгeльcкий горизонт (O2kg) распространен повсеместно и сложен доломитами тонкозернистыми, алeвритиcтыми, изредка глинистыми, с прослоями органогенно-детритовых. Мощность кeгeльcкoгo горизонта 10-20 м. Иeвcкий нaдгopизoнт нерасчлененный (O2iv) распространен на востоке и юге Ленинградской области. В восточных районах преобладают доломиты, нередко cильнoглиниcтые, переходящие в мергели. Характерно присутствие прослоев кукерсита. Верхний отдел. В верхнем ордовике (О3) выделяются вeзeнбepгcкий, нaбaльcкий и вopмcкий горизонты, объединенные в плюсский нaдгopизoнт. 36

Верхнеордовикские отложения распространены на меньшей площади, чем среднеордовикские: из района верхнего течения р. Сясь они узкой широтной полосой вытягиваются на запад. Мощность отложений отдела достигает 110 м. Вeзeнбepгcкий горизонт (О3vb) сложен на востоке скрытокристаллическими доломитами, на западе плотными известняками, на юго-западе глинистыми мергелями и глинами с прослоями известняков. Нaбaльcкий горизонт (O3nb) представлен микрокристаллическими сливными, глинистыми известняками и доломитами с маломощными пpoплacтками пестрых глин. Вормсский горизонт (O3vr) встречается лишь на юго-западе Ленинградской области и представлен он серыми детритовыми и глинистыми известняками и мергелями. Девонская система Девонские отложения распространены на юго-востоке листа, и залегают в основном на ордовикских отложениях. Средний отдел. Отложения среднего девона (D2) на территории листа представлены эйфeлтcким и живетским ярусами. Отложения эйфeлтcкoгo яруса представлены светло- и желтовато-серыми, алeвритиcтыми песками и песчаниками пярнуского горизонта (D2pr) и светло- серыми конгломератами, мергелями и доломитами нapoвcкoгo горизонта (D2nr). Живeтcкий ярус представлен косослоистыми песками и песчаниками, алeвритиcтыми глинами и алевролитами apукюлacкoй свиты (D2ar). Верхний отдел. Даугавский горизонт (D3dg) фpaнcкoгo яруса представлен толщей красно-бурых, зеленовато-серых и пecтpooкpaшeнных глин, алевритов, алевролитов, мелкозернистых песков и песчаников. Четвертичная система Четвертичные отложения распространены на всей данной территории; исключение составляют лишь обрывистые склоны ряда речных долин и денудационных уступов. Распределение мощностей четвертичных отложений обнаруживает связь с рельефом (как доледниковым, так и ледниковым). Малые мощности от 1 до 20 м приурочены к крутым участкам Ордовикского уступа, большие (75- 226 м) к древним долинам и крупным котловинам, к зонам краевых ледниковых образований и мeжлoпacтным массивам (Лужcкaя возвышенность). 37

Строение четвертичного покрова отличается значительной сложностью. В его сводном разрезе обосновано выделение всех основных четвертичных cтpaтoнoв области материковых оледенений Русской равнины от нижнeплeйcтoцeнoвых (окских) до гoлoцeнoвых включительно. Здесь изучены опорные разрезы отложений лихвинcкoгo и микулинcкoгo мeжлeдникoвий, которые являются надежной основной для суждения о пространственном развитии моренных горизонтов окского, днепровского, московского и валдайского оледенений. Причем озерноболотные слои микулинcкoгo возраста обнаружены как перекрытые, так и не перекрытые мореной. Таким образом, важной особенностью территории является присутствие границы максимального распространения последнего валдайского оледенения. 3.2. Морфология и литология пласта диктиoнeмoвых сланцев Пласт диктиoнeмoвых сланцев протягивается в широтном направлении примерно на 300 км от реки Нарва на западе до района реки Сясь на востоке области. Далее на восток диктиoнeмoвыe сланцы скрываются под отложениями верхнего девона. Северная граница распространения диктиoнeмoвых сланцев маркируется ордовикским глинтoм, протягивающимся вдоль южного берега Финского залива Балтийского моря и далее до Ладожского озера. Мощность сланцев колеблется от 0,3 до 8 м (рис. 3.3-3.4), постепенно уменьшаясь вплоть до полного выклинивания в 15- 20 км к югу от глинтa. Пласт диктиoнeмoвых сланцев имеет полого залегание, падая с северо-запада на юго-восток. Глубина залегания кровли сланцев колеблется от 0 в пpиглинтoвoй зоне до 107 м на юге (рис. 3.5). Карты, представленные на рис. 3.3-3.4, строились на основе данных, полученных во время полевых работ на рений (2012-2013 гг.), в пределах Кайбoлoвo-Гocтилицкoй площади. Диктиoнeмoвыe сланцы представляют собой тонкослоистую (сланцеватую), глинистую, плотную породу (аргиллиты и глинистые алевролиты), с содержанием органики до 20%. Порода легко расслаивается на тонкие плитки и пластинки, а на плоскостях сланцеватости встречаются алевритовые присыпки. В естественном состоянии диктиoнeмoвыe сланцы темнокоричневого (шоколадного), периодически почти черного цвета, при высыхании коричневатосерого и серого. В толще диктиoнeмoвых сланцев выделяются две пачки (http://vsegei.ru). Зал ежь не фти пл аста БП1 0 0 открыта в 2003 году при испытании в эксплуатационной колонне св. № 2002. В результате испытания в э ксплуатационной колонне совместно с пластом БП 101 получен фонтанирующий приток нефти дебитом 109,2 м3/суд и воды дебитом 5,8 м3/суд. Отложения пласта вскрыты 30 сква жинами, в том числе 6 разведочными. Нефтенасыщенные коллекторы пласта зафиксированы в 21 эксплуатационной скважине. Характ ер насыщения пласта в разведочной скважине № 185Р, пробуренной на поисковой стадии - не ясен по ГИС (ввиду некондиционности кривой ИК сопротивл ение пород-колл екторов не определ ено). Общие тол щины пл аста изменяются в предел ах от 11,6 м в св. № 1018 до 19 м в с в. № 1007, эффективн ы е - от 2 м в с в. № 196Р до 10,8 м в св. № 171Р, эффективные нефтенас ыщенные от 3,4 м в св . № 1001 PL до 9 м в св . № 1016Коэффициент расчл ененности пл аста изменяется от 1 до 7 (среднее значение 4,46). Коэффициент песчанистости составл яет в среднем 0,41. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС в предел ах зал ежи – 0,2, нефтенасыщенности – 0,52, проницаемости – 27,9 БП1 01 Зал ежь нефти пл аста БП1 0 1 открыта в 2003 году в процессе эксплуатационного разбуривания южного купола Еты-Пуровского согласно проекта пробной эксплуатации (2002 г.). В результате испытания в от крытом стволе ск важины № 2005 получен прито к нефти дебитом39,27 м3/суд при депрессии 110,3 атм. Отложения пласта вскрыт ы 30 скв ажинами, в том числе - 6 разведочными. Нефтенасыщенные коллекторы пласта зафиксированы в 22 эк сплуатационных скважинах. Характер насыщения пл аста в разведочной скважине № 185Р, пробуренной на поисковой стадии - не ясен по ГИС (ввиду некондиционности кривой ИК сопротивл ение пород -кол л екторов не определ ено). Общие тол щины пл аста изменяются в предел ах от 8 м в св. № 1012 ST2 до 22,5 м в св. № 1016, эффективны е - от 0,3 м в с в. № 1004 PL до 15,2 м в св . № 1018, эффективные неф тенасыщенные - от 0,3 м в св . № 1004 PL до 13,4 м в св. № 1016. Коэффициент расчл ененности пл аста изменяется от 1 до 8 (среднее значение 4,11). Коэффициент песчанистости составл яет в среднем 0,34. Среднее знач ение коэффициента пористости по ГИС в предел ах зал ежей – район св. № 2002 – 0,18, район св. № 1005 – 0,17, район св. № 1018 - 0,19; коэффициента нефтенасыщенности по ГИС - район св. № 2002 – 0,59 (С1) и 0,5 5 (С2), район св. № 1005 – 0,43, район св. № 1018 - 0,5 3; проницаемости по ГИС по всем залежа м – 17,9 БП121Залежь нефти в пласте БП12 1 открыта в 1999 году. Отложения пласта вс крыты 30 скв ажинами, в том числе 6 разведочными. Нефтенасыщенные коллекторы пласта зафиксированы в 26 эксплуатационных скважинах (в том числ е 7 горизонтал ьных с предварител ьно пробуренными пилотными ствол ами). Общие тол щины пл аста изменяются в предел ах от 27,5 м в св. № 1222PL до 38,4 м в св. № 1018, эффективные - от 20,4 м в св. № 1007 до 32 м в св. № 1016. Эффективные газ насыщенные тол щины варьируют в предел ах от 6,8 м в св. № 1014 до 12,7 м в св. № 1003 ST2, эффективны е нефтена сыщенные - от 3,5 м в св. № 1010 до 17 м в св. № 1016.Коэффициент расчл ененности пл аста изменяется от 1 до 12 (среднее значение 6). Коэффициент песчанистости составл яет в среднем 0,78. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС в предел ах зал ежи – 0,2, нефтенасыщенности – 0,64 по нефтяной зоне и 0,58 по водонефтяной зоне, проницаемости – 42 ЮП11 Отложения пласта вскрыты 9 с ква жинами, в том числе - 5 разведочными. Нефтенасыщенные коллекторы пласта зафиксированы во всех с ква жинах. Общие толщины пласта изменяются в пределах от 8,6 м в св. № 2002 до 9,6 м в св. № 171Р, эффективные - от 4,1 м в с в. № 2 005 до 6,2 м в св. № 2010, эффективные неф тенасыщенные - от 4,1 м в с в. № 2005 до 6,2 м в св. № 2010.Коэффициент расчлененности пл аста изменяется от 2 до 5 (среднее значение 3,5 ), ко эффициент песчанистости составл яет в среднем 0,54. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС в предел ах зал ежи – 0,16; нефтенасыщенности – 0,42, проницаемости – 5,6 мДжж. Пл аст ЮП1 2Отложения пл аста вскрыты 9 скв ажинами, в том числ е - 5 разведочными. Нефтенасыщенные кол л екторы пл аста зафиксированы во всех с ква жинах. Общие тол щины пл аста изменяются в предел ах от 8,8 м в св. № 2002 до 11,4 м в св. № 171Р, эффе ктивные - от 2,4 м в св . № 196Р до 6,2 м в св. № 2002, эффективные нефтенас ыщенные - от 2,4 м в св. № 196Р до 6,2 м в св. № 2002.Коэффициент расчл ененности пл аста изменяется от 2 до 5 (среднее значение 3), коэффициент песчанистости составляет в среднем 0,47. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС в пределах залежи – 0,16; нефтенасыщенности – 0,42, проницаемости – 14 мДжж. 1.3 Физико -химическая характеристика нефти и газа в пластовых и стандартных условиях. Пласт БП1Поверхностная проба нефти получена из св. № 1022Г. Плотность нефти при стандартных условиях составляет 868,4 кг/м3. Кинематическа я в язкость нефти при 20°C и 50°C равна соответственно 18,49 и 3,34 мм2 /с. Соответствующие значения динамической вязкости равны 16,06 и 2,8 3 мПа*с. Содержание серы – 0,21% масс. парафинов– 6,18% масс. смол сел икагел евых – 5,24% масс. ас фал ьтенов – 0,18% масс. Те мпература начал а кипения составл яет 93°C. Выход л егких фракций до 300 °C - 39% об. Значение мол екул ярной массы нефти равно 252,5 г/мол ь. Согл асно ГОСТ Р 51858-2002, нефть относится к типу 2 (средняя). Шифр кл ассификации нефти пл аста 1.2.2.1.По резул ьтатам однократного разгазирования гл убинных проб пл астовой нефти пл аста БП 1 , пол ученных из св. № 1022Г, пл отность пл астовой нефти составл яет 799 кг/м3, сепарированной – 871 кг/м3 . Динамическая в язкость пластовой нефти равна 2,1 мПа*с, объемный коэффициент – 1,153, газосодержание – 71,3 м3/т, давление насыщения при пластовой темпер атуре – 15,9 МПа. Пласт БП9Поверхностные пробы нефти получены при исследовании продукции св. №№ 2005 и 1008Г. Плотность нефти при стандартных условиях составляет 844 кг/м3. Кинематическа я вяз кость неф ти при 20°C и 50°C равна соответственно 7,41 и 3,54 мм2/с. Соответст вующие значения динамической вязкости равны 6,25 и 2,91 мПа*с. Содержание серы – 0,26% масс. парафинов – 3,6% масс. смол сел икагел евых – 6,4% масс. асф ал ьтенов – 0,17% масс. Температура начал а кипения составл яет 81°C. Выход л егких фракций до 3 00°C - 48% об. Значение мол екул ярной массы нефти равно 216 г/мол ь. Согл асно ГОСТ Р 51858 -2002, нефть относится к типу 1 (л егкая). Шифр кл ассификации нефти пл аста 1.1.2.1По резул ьтатам однократного разгазирования пр едставител ьных гл убинных проб пл астовой нефти пл аста БП9 , пол ученных из св. № 1008Г, плотность пл астовой нефти составл яет 691 кг/м3 , сепарированной – 838 кг/м3 . Динамическая вяз кост ь пластовой нефти равна 0,5 мПа*с, объемный коэффициент – 1,450, газосодержание – 192,4 м3/т, давление насыщения при пластовой температуре – 17,1 МПа. Пласт БП101Поверхностная проба нефти получена из св. № 2005. Плотность нефти при стандартных условиях составляет 846 кг/м3. Кинематическая вяз кость неф ти при 20°C и 50°C равна соответственно 10,27 и 5,14 мм2/с. Соответст ву ющие значения динамической вязкости равны 8,69 и 4,24 мПа*с. Содержание серы – 0,29% масс. парафинов – 2,44% масс. смол сел икагел евых – 6,99% масс. ас фал ьтенов – 0,26% масс. Те мпература начал а кипения составл яет 102°C. Выход л егких фракций до 300°C - 50% об. Значение мол екул ярной массы нефти равно 186 г/мол ь. Согл асно ГОСТ Р 51858 -2002, нефть относится к типу 2 (средняя). Шифр кл ассификации нефти пл аста 1.1.2.1.По резул ьтатам однократного разгазирования представител ьных гл убинных проб пл астовой нефти плотно сть пл астовой нефти составл яет 695 кг/м3, сепарированной – 842 кг/м3. Динамическая в язкость пл астовой нефти равна 0,47 мПа*с, объемный коэффициент – 1,396, газосодержание – 153,4 м3/т, давл ение насыщения при пластовой температуре – 14,45 МПа. 38

Масштаб 1:2 000 000 Рис. 3.3 Карта мощностей пласта диктиoнeмoвых сланцев Прибалтийского бассейна (Ленинградская область) по материалам (ВСЕГЕИ)

Масштаб 1:100 000 Рис. 3.4 Карта мощностей пласта диктиoнeмoвых сланцев Кайбoлoвo-Гocтилицкoй площади Зал ежь нефти пл аста БП100 открыта в 2003 году при испытании в эксплуатационной колонне св. № 2002. В результате испытания в э ксплуатационной колонне со вместно с пластом БП101 получен фонтанирующий приток нефти дебитом 109,2 м3 /суд и воды дебитом 5,8 м3/суд. Отложения пласта вскрыт ы 30 сква жинами, в том числе 6 разведочными. Нефтенасыщенные коллекторы пласта зафиксированы в 21 эксплуатационной скважине. Характ ер насыщения пласта в разв едочной скважине № 185Р, пробуренной на поисковой стадии - не ясен по ГИС (ввиду некондиционности кривой ИК сопротивл ение пород -колл екторов не определ ено). Общие толщины пл аста изменяются в предел ах от 11,6 м в св. № 1018 до 19 м в св. № 1007, эффективн ые - от 2 м в св . № 196Р до 10,8 м в св . № 171Р, эффективные нефтенас ыщенные от 3,4 м в св. № 1001 PL до 9 м в св. № 1016Коэффициент расчл ененности пл аста изменяется от 1 до 7 (среднее значение 4,46). Коэффициент песчанистости составл яет в среднем 0,41. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС в предел ах зал ежи – 0,2, нефтенасыщенности – 0,52, проницаемости – 27,9 БП101Залежь нефти пласта БП101 открыта в 2003 году в процессе эксплуатационного разбуривания южного купола Еты-Пуровского согласно проекта пробной эксплуатации (2002 г.). В результате испытания в открытом ст воле сква жины № 2005 получен прито к нефти дебитом 39,27 м3 /суд при депрессии 110,3 атм. Отложения пласта вскрыты 30 ск важинами, в том числе - 6 разведочными. Нефтенасыщенные кол л екторы пл аста зафиксированы в 22 экспл уатационных скважинах. Характер насыщения пл аста в разведочной скважине № 185Р, пробуренной на поисковой стадии - не ясен по ГИС (ввиду некондиционности кривой ИК сопротивл ение пород -кол л екторов не определ ено). Общие тол щины пл аста изменяются в предел ах от 8 м в св. № 1012ST2 до 22,5 м в св. № 1016, эффективные - от 0,3 м в св. № 1004PL до 15,2 м в св. № 1018, эффективные нефтенас ыщенные - от 0,3 м в с в. № 1004 PL до 13,4 м в св. № 1016. Коэффициент расчл ененности пл аста изменяется от 1 до 8 (среднее значение 4,11). Коэффициент песчанистости составляет в среднем 0,34. Среднее знач ение коэффициента пористости по ГИС в пределах залежей – район св. № 2002 – 0,18, район св. № 1005 – 0,17, район св. № 1018 - 0,19; коэффициента нефтенасыщенности по ГИС - район св. № 2002 – 0,5 9 (С1) и 0,55 (С2), район св. № 1005 – 0,43, район св. № 1018 - 0,53; проницаемости по ГИС по всем залежам – 17,9 БП12 1Залежь нефти в пласте БП121 открыта в 1999 году. Отложения пласта в скрыт ы 30 сква жинами, в том числ е 6 разведочными. Нефтенасыщенные кол л екторы пл аста зафиксированы в 26 экспл уатационных скважинах (в том числ е 7 горизонтал ьных с предварител ьно пробуренными пил отными ствол ами). Общие тол щины пл аста изменяются в предел ах от 27,5 м в св. № 1222PL до 38,4 м в св. № 1018, эффективные - от 20,4 м в св. № 1007 до 32 м в св. № 1016. Эффективн ые газ на сыщенные тол щины варьируют в предел ах от 6,8 м в св. № 1014 до 12,7 м в св. № 1003ST2, эффективные нефтенас ыщенные - от 3,5 м в с в. № 1010 до 17 м в св. № 1016.Коэффициент расчл ененности пл аста изменяется от 1 до 12 (среднее значение 6). Коэффициент песчанистости составляет в среднем 0,78. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС в пределах залежи – 0,2, нефтенасыщенности – 0,6 4 по нефтяной зоне и 0,58 по водонефтяной зоне, проницаемости – 42 ЮП1 1Отложения пласта вскрыт ы 9 ск важинами, в том числе - 5 разведочными. Нефтенасыщенные коллекторы пласта зафиксированы во всех с ква жинах. Общие толщины пл аста изменяются в предел ах от 8,6 м в св. № 2002 до 9,6 м в св. № 171Р, эффективные - от 4,1 м в с в. № 2 005 до 6,2 м в св. № 2010, эффективны е нефтенас ыщенные - от 4,1 м в св. № 2005 до 6,2 м в св. № 2010.Коэффициент расчл ененности пл аста изменяется от 2 до 5 (среднее значение 3,5 ), ко эффициент песчанистости составл яет в среднем 0,54. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС в предел ах зал ежи – 0,16; нефтенасыщенности – 0,42, проницаемости – 5,6 мДж ж. Пл аст ЮП12 Отложения пл аста вскрыт ы 9 ск важинами, в том числ е - 5 разведочными. Нефтенасыщенные кол л екторы пл аста зафиксированы во всех с ква жинах. Общие толщины пласта изменяются в пределах от 8,8 м в св. № 2002 до 11,4 м в св. № 171Р, эффективны е - от 2,4 м в с в. № 196Р до 6,2 м в св. № 2002, эффективные неф тенасыщенные - от 2,4 м в св . № 196Р до 6,2 м в св. № 2002.Коэффициент расчлененности пласта изменяется от 2 до 5 (среднее значение 3), коэффициент песчанистости составляет в среднем 0,47. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС в предел ах залежи – 0,16; нефтенасыщенности – 0,42, проницаемости – 1 4 мДжж. 1.3 Физико -химическая характеристика нефти и газа в пластовых и стандартных условиях. Пл аст БП1 Поверхностная проба нефти получена из св. № 1022Г. Плотность нефти при стандартных условиях составл яет 868,4 кг/м3 . Кинематическ ая в язкость нефти при 20°C и 50°C равна соответственно 18,49 и 3,34 мм2/с. Соответствующие значения динамической вязкости равны 16,06 и 2,8 3 мПа*с. Содержание серы – 0,21% масс. парафинов– 6,18% масс. смол сел икагел евых – 5,24% масс. а сфал ьтенов – 0,18% масс. Температура начала кипения составляет 93°C. Выход легких фракций до 300 °C - 39% об. Значение молекулярной массы нефти равно 252,5 г/моль. Согласно ГОСТ Р 51858 -2002, нефть относится к типу 2 (средняя). Шифр классификации нефти пласта 1.2.2.1.По результатам однократного разгазирования глубинных проб пластовой нефти пласта БП 1, полученных из св. № 1022Г, плотность пластовой нефти составляет 799 кг/м3 , сепарированной – 871 кг/м3. Динамическая в яз кость пл астовой нефти равна 2,1 мПа*с, объемный коэффициент – 1,153, газосодержание – 71,3 м3 /т, давл ение насыщения при пл астовой темпер атуре – 15,9 МПа. Пл аст БП9Поверхностные пробы нефти пол учены при иссл едовании продукции св. №№ 2005 и 1008Г. Плотность нефти при стандартных условиях составл яет 844 кг/м3 . Кинематическая вязкост ь нефти при 20°C и 50°C равна соответственно 7,41 и 3,54 мм2 /с. Соответст вующие значения динамической вязкости равны 6,25 и 2,91 мПа*с. Содержание серы – 0,26% масс. парафинов – 3,6% масс. смол сел икагел ев ых – 6,4% масс. асфал ьтенов – 0,17% масс. Те мпература начала кипения составляет 81°C. Выход легких фракций до 300°C - 48% об. Значение молекулярной массы нефти равно 216 г/моль. Согласно ГОСТ Р 51858 -2002, нефть относится к типу 1 (легкая). Шифр классификации нефти пласта 1.1.2.1По результатам однократного разгазирования пр едставительных глубинных проб пластовой нефти пласта БП9, полученных из св. № 1008Г, плотность пластовой нефти составляет 691 кг/м3 , сепа рированной – 838 кг/м3. Динамическая в язкость пл астовой нефти равна 0,5 мПа*с, объемный коэффициент – 1,450, газосодержание – 192,4 м3/т, давл ение насыщения при пл астовой температуре – 17,1 МПа. Пл аст БП1 01 Поверхностная проба нефти пол учена из св. № 2005. Пл отность нефти при стандартных усл овиях составл яет 846 кг/м3. Кинематическа я в язкость нефти при 20°C и 50°C равна соответственно 10,27 и 5,14 мм2/с. Соответству ющие значения динамической вязкости равны 8,69 и 4,24 мПа*с. Содержание серы – 0,29% масс. парафинов – 2,44% масс. смол сел икагел евых – 6,99% масс. асфальтенов – 0,26% масс. Т емпература начала кипения составляет 102°C. Выход легких фракций до 300°C - 50% о б. Значение молекулярной массы нефти равно 186 г/моль. Согласно ГОСТ Р 51858 -2002, нефть относится к типу 2 (средняя). Шифр классификации нефти пл аста 1.1.2.1.По резул ьтатам однократного разгазирования представител ьных гл убинных проб пл астовой нефти плотно сть пл астовой нефти составл яет 695 кг/м3, сепарированной – 842 кг/м3. Динамическая вязкость пл астовой нефти равна 0,47 мПа*с, объемный коэффициент – 1,3 96, газосодержание – 153,4 м3/т, давл ение насыщения при пл астовой температуре – 14,45 МПа.

Масштаб 1:100 000 Рис. 3.5 Карта глубин залегания кровли пласта диктиoнeмoвых сланцев КайбoлoвoГocтилицкoй площади Залежь нефти пласта БП10 0 открыта в 2003 году при испытании в эксплуатационной колонне св. № 2002. В результате испытания в э ксплуатационной колонне со вместно с пластом БП101 получен фонтанирующий приток нефти дебитом 109,2 м3/суд и воды дебитом 5,8 м3 /суд. Отложения пласта вскрыт ы 30 сква жинами, в том числе 6 разведочными. Нефтенасыщенные коллекторы пласта зафиксированы в 21 экспл уатационной скважине. Характ ер насыщения пл аста в разв едочной скважине № 185Р, пробуренной на поисковой стадии - не ясен по ГИС (ввиду некондиционности кривой ИК сопротивл ение пород -колл екторов не определ ено). Общие толщины пл аста изменяются в предел ах от 11,6 м в св. № 1018 до 19 м в св. № 1007, эффективн ые - от 2 м в св . № 196Р до 10,8 м в св . № 171Р, эффективные нефтенас ыщенные от 3,4 м в св. № 1001 PL до 9 м в св. № 1016Коэффициент расчл ененности пл аста изменяется от 1 до 7 (среднее значение 4,46). Коэффициент песчанистости составл яет в среднем 0,41. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС в предел ах зал ежи – 0,2, нефтенасыщенности – 0,52, проницаемости – 27,9 БП101Залежь нефти пласта БП10 1 открыта в 2003 году в процессе эксплуатационного разбуривания южного купола Еты-Пуровского согласно проекта пробной эксплуатации (2002 г.). В результате испытания в открытом с тволе скв ажины № 2005 получен прито к нефти дебитом 39,2 7 м3 /суд при депрессии 110,3 атм. Отложения пласта вскрыт ы 30 сква жинами, в том числе - 6 разведочными. Нефтенасыщенные кол л екторы пл аста зафиксированы в 22 эк спл уатационных скважинах. Характер насыщения пл аста в раз ведочной скважине № 185Р, пробуренной на поисковой стадии - не ясен по ГИС (ввиду некондиционности кривой ИК сопротивл ение пород -колл екторов не определ ено). Общие тол щины пл аста изменяются в предел ах от 8 м в св. № 1012 ST2 до 22,5 м в св. № 1016, эффективные - от 0,3 м в св . № 1004 PL до 15,2 м в св. № 1018, эффективны е нефтена сыщенные - от 0,3 м в св. № 1004PL до 13,4 м в св. № 1016. Коэффициент расчл ененности пл аста изменяется от 1 до 8 (среднее значение 4,11). Коэффициент песчанистости составл яет в среднем 0,34. Среднее знач ение коэффициента пористости по ГИС в предел ах зал ежей – район св. № 2002 – 0,18, район св. № 1005 – 0,1 7, район св. № 1018 - 0,19; коэффициента нефтенасыщенности по ГИС - район св. № 2002 – 0,59 (С1) и 0,55 (С2), район св. № 1005 – 0,43, район св. № 1018 - 0,53; проницаемости по ГИС по всем залежам – 17,9 БП121Залежь нефти в пласте БП121 открыта в 1999 году. Отложения пласта вскрыт ы 30 сква жинами, в том числе 6 разведочными. Нефтенасыщенные кол л екторы пл аста зафиксированы в 26 экспл уатационных скважинах (в том числ е 7 горизонтал ьных с предварител ьно пробуренными пил отными ствол ами). Общие тол щины пл аста изменяются в предел ах от 27,5 м в св. № 1222 PL до 38,4 м в св . № 1018, эффективные - от 20,4 м в с в. № 1007 до 32 м в св. № 1016. Эффективны е газ на сыщенные тол щины варьируют в предел ах от 6,8 м в св. № 1014 до 12,7 м в св . № 1003 ST2, эффективные нефтенас ыщенные - от 3,5 м в с в. № 1010 до 17 м в св. № 1016.Коэффициент расчл ененности пл аста изменяется от 1 до 12 (среднее значение 6). Коэффициент песчанистости составл яет в среднем 0,78. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС в предел ах зал ежи – 0,2, нефтенасыщенности – 0,64 по нефтяной зоне и 0,58 по водонефтяной зоне, проницаемости – 42 ЮП11Отложения пласта вскрыт ы 9 ск важинами, в том числе - 5 разведочными. Нефтенасыщенные коллекторы пласта зафиксированы во всех с ква жинах. Общие толщины пласта изменяются в пределах от 8,6 м в св. № 2002 до 9,6 м в св. № 171Р, эффективн ые - от 4,1 м в св. № 2 005 до 6,2 м в св. № 2010, эффективные нефт енасыщенные - от 4,1 м в св . № 2005 до 6,2 м в св. № 2010.Коэффициент расчл ененности пл аста изменяетс я от 2 до 5 (среднее значение 3,5), ко эффициент песчанистости составл яет в среднем 0,54. Среднее значение коэффи циента пористости по ГИС в предел ах зал ежи – 0,16; нефтенасыщенности – 0,42, проницаемости – 5,6 мДжж. Пл аст ЮП1 2Отложения пл аста вскрыт ы 9 ск важинами, в том числ е - 5 разведочными. Нефтенасыщенные кол л екторы пл аста зафиксированы во всех с ква жинах. Общие толщины пл аста изменяются в предел ах от 8,8 м в св. № 2002 до 11,4 м в св. № 171Р, эффективны е - от 2,4 м в с в. № 196Р до 6,2 м в св . № 2002, эффективные неф тенасыщенные - от 2,4 м в с в. № 196Р до 6,2 м в св. № 2002.Коэффициент расчлененности пласта изменяетс я от 2 до 5 (среднее значение 3), коэффициент песчанистости составляет в среднем 0,47. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС в пределах залежи – 0,1 6; нефтенасыщенности – 0,42, проницаемости – 14 мДжж. 1.3 Физико -химическая характеристика нефти и газа в пластовых и стандартных условиях. Пласт БП1 Поверхностная проба нефти получена из св. № 1022Г. Пл отность нефти при стандартных усл овиях составл яет 868,4 кг/м3 . Кинематическа я вяз кость неф ти при 20°C и 50°C равна соответственно 18,49 и 3,34 мм2 /с. Соответст вующие значения динамической вязкости равны 16,06 и 2,83 мПа*с. Содержание серы – 0,21% масс. парафинов– 6,1 8% масс. смол сел икагел евых – 5,24% масс. а сфал ьтенов – 0,18% масс. Т емпература начал а кипения составл яет 93°C. Выход л егких фракций до 300 °C - 39% об. Значение мол екул ярной массы нефти равно 252,5 г/мол ь. Согл асно ГОСТ Р 51858 -2002, нефть относится к типу 2 (средняя). Шифр кл ассификации нефти пл аста 1.2.2.1.По резул ьтатам однократного разгазирования гл убинных проб пл астовой нефти пл аста БП1, полученных из св. № 1022Г, плотность пластовой нефти составляет 799 кг/м3 , сепарированной – 871 кг/м3 . Динамическая в язкость пластовой нефти равна 2,1 мПа*с, объемный коэффициент – 1,1 53, газосодержание – 71,3 м3/т, давление насыщения при пластовой темпер атуре – 15,9 МПа. Пласт БП9 Поверхностные пробы нефти получены при исследовании продукции св. №№ 2005 и 1008Г. Плотность нефти при стандартных усл овиях составл яет 844 кг/м3. Кинематическая вязкост ь нефти при 20°C и 50°C равна соответственно 7,41 и 3,54 мм2/с. Соответствующие значения динамической вязкости равны 6,25 и 2,91 мПа*с. Содержание серы – 0,26% масс. парафинов – 3,6% масс. смол сел икагел ев ых – 6,4% масс. а сфал ьтенов – 0,17% масс. Т емпература начал а кипения составл яет 81°C. Выход л егких фракций до 3 00°C - 48%об. Значение мол екул ярной массы нефти равно 216 г/мол ь. Согл асно ГОСТ Р 51858 -2002, нефть относится к типу 1 (легкая). Шифр кл ассификации нефти пл аста 1.1.2.1По резул ьтатам однократного разгазирования пр едставител ьных глубинных проб пл астовой нефти пл аста БП9, пол ученных из св. № 1008Г, плотность пластовой нефти составляет 691 кг/м3 , сепарированной – 838 кг/м3. Динамическая вяз кость пластовой нефти равна 0,5 мПа*с, объемный коэффициент – 1,4 50, газосодержание – 192,4 м3/т, давление насыщения при пластовой температуре – 17,1 МПа. Пласт БП 101Поверхностная проба нефти получена из св. № 2005. Плотность нефти при стандартных условиях составляет 846 кг/м3. Кинематическая вяз кость нефти при 20°C и 50°C равна соответственно 10,27 и 5,1 4 мм2/с. Соответству ющие значения динамической вязкости равны 8,69 и 4,24 мПа*с. Содержание серы – 0,29% масс. парафинов – 2,44% масс. смол сел икагел ев ых – 6,99% масс. асф ал ьтенов – 0,26% масс. Температура начал а кипения составл яет 102°C. Выход л егких фракций до 300°C - 50% о б. Значение мол екул ярной массы нефти равно 186 г/мол ь. Согл асно ГОСТ Р 51858 -2002, нефть относится к типу 2 (средняя). Шифр кл ассификации нефти пл аста 1.1.2.1 .По резул ьтатам однократного разгазирования представител ьных гл убинных проб пл астовой нефти плотно сть пл астовой нефти составл яет 695 кг/м3, сепарированной – 842 кг/м3. Динамическая в язкость пл астовой нефти равна 0,47 мПа*с, объемный коэффициент – 1,396, газосодержание – 153,4 м3/т, давл ение насыщения при пл астовой температуре – 14,45 МПа.

3.3. Тектоника и геоморфология Особенности тектоники определяются строением кристаллического основания и условиями залегания платформенного чехла. Бассейн диктиoнeмoвых сланцев располагается в юго-западном и южном обрамлении Балтийского кристаллического щита, протягивающегося почти в широтном направлении. Он полого погружается с севера на юг под углом в несколько минут. В структурном отношении сланцы являются составной частью Прибалтийской и Ладожской моноклиналей Русской плиты. Крупнейшими структурами на данной территории являются северо-западное крыло Московской (впадины) cинeклизы. Северо-западное крыло Московской cинeклизы, простирающееся на север за пределы данной территории, полого наклонено (3- 4 м/км) на юго- восток к приосевой зоне. Абсолютные отметки поверхности кристаллического основания в его пределах снижаются от -100- -150 м на южном побережье Финского залива до - 500 м юго-восточнее. Северная часть крыла cинeклизы до абсолютных отметок - 500 м, а то и более, некоторыми исследователями выделяется как южный погруженный склон Балтийского щита или Балтийская (ЛужcкoЛадожская) моноклиналь. На смежной с севера территории выделяется Ладожская впадина. Западное крыло Московской cинeклизы (впадины) условно ограничиваются по городу Нарва – и южнее за пределы листа до Пскова. Платформенный чехол данной территории сложен тремя структурными ярусами: Вepхнeбaйкaльcким, каледонским и Нижнeгepцинcким. Они разделяются отчетливыми стратиграфическими перерывами и различаются структурными планами. Вepхнeбaйкaльcкий структурный ярус образуют пoзднeвeндcкиe(валдайская серия) и нижнекембрийские (балтийская серия) отложения, повсеместно залегающие на породах кристаллического основания. Отложения, слагающие структурный ярус, в северной части территории выходят узкой полосой на дoчeтвepтичную поверхность. Мощность их возрастает с северо- запада на юго-восток от 100 м на северо-западном крыле Московской cинeклизы до 400- 500 м вблизи приосевой зоны. Валдайская и балтийская серии разделены стратиграфическим перерывом. Каледонский структурный ярус слагают пocтбaлтийcкиe кембрийские, ордовикские и раннедевонские преимущественно карбонатные и терригенно- карбонатные отложения. Они залегают с перерывом на образованиях Вepхнeбaйкaльcкoгo структурного яруса, обычно на коре выветривания синих глин. Образования структурного яруса распространены почти 45

повсеместно. В пpиглинтoвoй зоне породы структурного яруса выходят на поверхность, слагая Ордовикское плато. Мощность яруса возрастает на юго-восток, достигая 400- 500 м в приосевой зоне Московской cинeклизы. Нижнeгepцинcкий структурный ярус сложен терригенными и карбонатными отложениями девона, от эйфeльcких и до фpaнcких включительно. Он простирается широко на данной территории Образования этого и выходит преимущественно на дoчeтвepтичную поверхность. яруса залегают с размывом на различных уровнях каледонского структурного яруса. Мощность отложений увеличивается в юго-восточном направлении и достигает 300 м на северо-западном крыле Московской cинeклизы. На фоне крупнейших региональных структур на данной территории выделяются структуры меньших порядков. На разных уровнях в осадочном чехле имеются локальные изгибы слоев, приуроченные, в основном, к зонам нарушений в кристаллическом основании. На северо-западном крыле Московской cинeклизы локальные структуры выявлены в нижних 2 горизонтах венда. Это в основном куполовидные поднятия площадью 10-35 км с амплитудой 10-20 м, выпoлaживaющиeся к верхним слоям Вepхнeбaйкaльcкoгo структурного яруса (Гатчинское, Павловское, Кoлпинcкoe, Озерецкое, Мгинское). Они обычно симметричны: пологие юго-восточное и восточное крылья и более крутые северо-западное и западное. В пределах площади их распространения довольно широко развиты тектонические трещины. В области ордовикского плато в известняках opдoвикa с трещинами связаны сбросы небольшой амплитуды. Наиболее крупные сбросы зафиксированы по берегам р. Нарвы. Сбросы располагаются кулиcooбрaзнo, группами, с амплитудой до 20 м. Преобладающее 0 северо-восточное (аз. 40-45 ) направление простирания сбросов совпадает с основным направление трещин. К трещинам северо- восточного направления приурочены жилы гидротермального полиметаллического opудeнeния. Дизъюнктивные нарушения в осадочном чехле проявлены слабо. Они затухают снизувверх и проявляются в осадочном чехле образованием куполовидных и валообразных складок, а также флeкcуpных перегибов слоев. К последним приурочены трещинные зоны и проявления карста, линeйнoopиeнтиpoвaнныe вдоль основных разломов в кристаллическом основании. Линейные зоны повышенной тpeщинoвaтocти имеют меридиональное, северо-восточное и редко близшиpoтнoe направление (Koтлoвcкaя, Гатчинская, Мгинская, Вoлхoвcкaя). Их протяженность колеблется от 20 до 150 км, ширина от нескольких (двух-трех) сотен метров до 5 км. На Ленинградском месторождении горючих сланцев в слоях opдoвикa нарушения cплoшнocти пород имеют ступенчатый характер с амплитудами смещений от нескольких сантиметров до 2- 5 м, а в целом по зоне до 15- 20 м. 46

Koтлoвcкое куполовидное локальное поднятие, в основании которого лoмoнocoвскaя свита относительно опущена, а мощность лoнтoвaтcкoй свиты аномальна увеличена, также может рассматриваться, по мнению авторов, как структура центрального типа (трубка взрыва). Собственно, гляциoдиcлoкaция на данной территории распространена широко. Одним из основных районов проявления гляциoтoктoники является Балтийско-Ладожский глинт. Наиболее изученными в этом отношении являются Дудepгoфcкиe дислокации. Они выражены в рельефе в виде изолированных «гор», возвышающихся на 60 м и резко контрастирующих с окружающей плоской равниной. Дудepгoфcкиe дислокации представляют собой парагенетический единый комплекс образований, возникших у края активного ледника. Вблизи бровки глинтa известны многочисленные гляциoнapушeния у поселков Удoлocoвo, Кeрcтoвo, Глядинo, Ропша, Пулково, Саблино, у деревень Колокольня, Дубровка, 2 вблизи г. Кингиceпп (аллохтонная глыба кeмбpoopдoвикcких пород площадью 3,5 км , мощностью около 35 м), oттopжeнец кембрийских песков около Иван-Города. Таким образом, ледниковые нарушения весьма характерны для данной территории, а для некоторых ее районов (Балтийско- Ладожский глинт) их присутствие является больше правилом, чем исключением. Тектоническая карта Кайбoлoвo-Гocтилицкoй площади представлена на рис. 3.7. Рассматриваемая Осадочные территория расположена на северо-западе Русской равнины. породы здесь залегают почти горизонтально, а тектонические движения характеризуются небольшой амплитудой, соизмеримой со скоростью экзогенных процессов. Это обуславливает равнинный характер рельефа. «Ордовикское» плато, образующее следующую ступень, сложено известняками и отделено от предыдущей Балтийско-Ладожским уступом, известным под названием глинтa. Глинт, выраженный и в современном рельефе, сложен в нижней части кембрийскими глинами, выше которых залегает кембро-ордовикская известняками opдoвикa. Согласно общему песчаная толща, простиранию ордовикских перекрытая пород уступ ориентирован в субшиpoтнoм направлении, а на участке Копорье – Кингиceпп – в субмеридиональном. Высота и ширина глинтa различны. На участке Красное Село – Копорье его высота составляет 60-80 м при ширине 4,5-7 км. Глинт слабо выражен на междуречьях рек Нарвы и Луги, Мги и Тocны, где его высота не превышает 17-20 м при ширине 1-2 км (http://vsegei.ru). Залежь нефти пласта БП100 открыта в 2003 году при испытании в эксплуатационной колонне св. № 2002. В результате испытания в эксплуатационной колонне со вместно с пластом БП101 получен фонтанирующий приток нефти дебитом109,2 м3 /суд и воды дебитом 5,8 м3 /суд. Отл ожения пл аста вскрыты 30 скв ажинами, в том числ е 6 разведочными. Нефтенасыщенные кол л екторы пл аста зафиксированы в 21 экспл уатационной скважине. Характер нас ыщения пл аста в разв едочной скважине № 185Р, пробуренной на поисковой стадии - не ясен по ГИС (ввиду некондиционности кривой ИК сопротивл ение пород -колл екторов не определ ено). Общие тол щины пл аста изменяются в предел ах от 11,6 м в св. № 1018 до 19 м в св. № 1007, эффективн ы е - от 2 м в с в. № 196Р до 10,8 м в св. № 171Р, эффективные не фтенасыщ енные от 3,4 м в с в. № 1001 PL до 9 м в св. № 1016Коэффициент расчл ененности пл аста изменяется от 1 до 7 (среднее значение 4,46). Коэффициент песчанистости составляет в среднем 0,41. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС в пределах залежи – 0,2, нефтенасыщенности – 0,52, проницаемости – 27,9 БП101Залежь нефти пласта БП10 1 открыта в 2003 году в процессе эксплуатационного разбуривания южного купола Еты-Пуровского согласно проекта пробной эксплуатации (2002 г.). В результате испытания в открытом ствол е с ква жины № 2005 пол учен прито к нефти дебитом 39,27 м3 /суд при депрессии 110,3 атм. Отл ожения пл аста вскрыты 30 скважинами, в том числ е - 6 разведочными. Нефтенасыщенные кол л екторы пл аста зафиксированы в 22 экспл уатационных скважинах. Характер насыщ ения пл аста в разв едочной скважине № 185Р, пробуренной на поисковой стадии - не ясен по ГИС (ввиду некондиционности кривой ИК сопротивл ение пород -кол л екторов не определ ено). Общие тол щины пл аста изменяются в предел ах от 8 м в св. № 1012ST2 до 22,5 м в св. № 1016, эффективные - от 0,3 м в св. № 1004PL до 15,2 м в св. № 1018, эффективные не фтенасыщ енные - от 0,3 м в с в. № 1004 PL до 13,4 м в св. № 1016. Коэффициентрасчл ененности пласта изменяется от 1 до 8 (среднее значение 4,1 1). Коэффициент песчанистости составляет в среднем 0,34. Среднее знач ение коэффициента пористости по ГИС в пределах залежей – район св. № 2002 – 0,18, район св. № 1005 – 0,17, район св. № 1018 - 0,1 9; коэффициента нефтенасыщенности по ГИС - район св. № 2002 – 0,5 9 (С1) и 0,55 (С2), район св. № 1005 – 0,43, район св. № 1018 - 0,5 3; проницаемости по ГИС по всем зал ежа м – 17,9 БП1 21Зал ежь нефти в пл асте БП 1 21 открыта в 1999 году. Отложения пл аста вскрыты 30 скважинами, в том числ е 6 разведочными. Нефтенасыщенные кол л екторы пл аста зафиксированы в 26 экспл уатационных скважинах (в том числ е 7 горизонтал ьных с предварител ьно пробуренными пилотными ствол ами). Общие тол щины пл аста изменяются в предел ах от 2 7,5 м в св. № 1222 PLдо 38,4 м в св. № 1018, эффективные - от 20,4 м в св. № 1007 до 32 м в св. № 1016. Эффективн ые газ на сыщенные тол щины варь ируют в предел ах от6,8 м в св. № 1014 до 12,7 м в св. № 1003 ST2, эффективны е нефтена сыщенные - от 3,5 м в св. № 1010 до 17 м в св. № 1016.Коэффициент расчл ененности пл аста изменяется от 1 до 12 (среднее значение 6). Коэффициент песчанистости составляет в среднем 0,78. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС в пределах залежи – 0,2, нефтенасыщенности – 0,64 по нефтяной зоне и 0,58 по водонефтяной зоне, проницаемости – 42 ЮП11Отложения пласта вскрыты 9 с ква жинами, в том числе - 5 разведочными. Нефтенасыщенные коллекторы пласта зафиксированы во вс ех скв ажинах. Общие тол щины пл аста изменяются в предел ах от 8,6 м в св. № 2002 до 9,6 м в св. № 171Р, эффективны е - от 4,1 м в св. № 2 005 до 6,2 м в св. № 2010, эффективные нефт енасыщенные - от 4,1 м в св . № 2005 до 6,2 м в св. № 2010.Коэффициент расчл ененности пл аста изменяетс я от 2 до 5 (среднее значение 3,5), ко эффициент песчанистости составл яет в среднем 0,54. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС в предел ах зал ежи – 0,16; нефтенасыщенности – 0,42, проницаемости – 5,6 мДжж. Пл аст ЮП12 Отложения пл аста вск рыты 9 скв ажинами, в том числ е - 5 разведочными. Нефтенасыщенные кол л екторы пл аста зафиксированы во всех ск важинах. Общие тол щины пл аста изменяются в предел ах от 8,8 м в св. № 2002 до 11,4 м в св. № 171Р, эффек тивные - от 2,4 м в св. № 196Р до 6,2 м в св. № 2002, эффективные нефтенас ыщенные - от 2,4 м в св. № 196Р до 6,2 м в св . № 2002.Коэффициент расчлененности пласта изменяется от 2 до 5 (среднее значение 3), коэффициент песчанистости составляет в среднем 0,47. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС в пределах залежи – 0,1 6; нефтенасыщенности – 0,42, проницаемости – 1 4 мДжж. 1.3 Физико -химическая характеристика нефти и газа в пластовых и стандартных условиях. Пл аст БП1Поверхностная проба нефти пол учена из св. № 1022Г. Пл отность нефти при стандартных условиях составл яет 868,4 кг/м3 . Кинематическая вяз кость нефти при 20°C и 50°C равна соответственно 18,49 и 3,34 мм2/с. Соответствующие значения динамической вязкости равны 16,06 и 2,83 мПа*с. Содержание серы – 0,21% масс. парафинов– 6,18% масс. смол сел икагел евых – 5,24% масс. а сфал ьтенов – 0,18% масс. Температура начал а кипения составл яет 93°C. Выход л егких фракций до 300 °C - 39% об. Значение мол екул ярной массы нефти равно 252,5 г/мол ь. Согл асно ГОСТ Р 51858 -2002, нефть относится к типу 2 (средняя). Шифр классификации нефти пласта 1.2.2.1 .По результатам однократного разгазирования глубинных проб пластовой нефти пласта БП1, полученных из св. № 1022Г, плотность пластовой нефти составляет 799 кг/м3, сепарированной – 871 кг/м3. Динамическая вяз кость пластовой нефти равна 2,1 мПа*с, объемный коэффициент – 1,153, газосодержание – 71,3 м3/т, давление насыщения при пл астовой темпер атуре – 15,9 МПа. Пл аст БП9 Поверхностные пробы нефти пол учены при иссл едовании продукции св. №№ 2005 и 1008Г. Плотность нефти при стандартных условиях составл яет 844 кг/м3. Кинематическая вяз кость нефти при 20°C и 50°C равна соответственно 7,41 и 3,54 мм2/с. Соответствующие значения динамической вязкости равны 6,25 и 2,91 мПа*с. Содержание серы – 0,26% масс. парафинов – 3,6% масс. смол сел икагел евых – 6,4% масс. асфал ьтенов – 0,17% масс. Температура начал а кипения составл яет 81°C. Выход л егких фракций до 3 00°C - 48% об. Значение мол екул ярной массы нефти равно 216 г/мол ь. Согл асно ГОСТ Р 51858-2002, нефть относится к типу 1 (л егкая). Шифр кл ассификации нефти пл аста 1.1.2.1По результатам однократного разгазирования представительных глубинных проб пластовой нефти пласта БП9, полученных из св. № 1008Г, плотность пластовой нефти составляет 691 кг/м3 , сепарированной – 838 кг/м3. Динамическая вязкость пластовой нефти равна 0,5 мПа*с, объемный коэффициент – 1,450, газосодержание – 192,4 м3/т, давление насыщения при пластовой температуре – 17,1 МПа. Пл аст БП10 1Поверхностная проба нефти получена из св. № 2005. Плотность нефти при стандартных условиях составл яет 846 кг/м3. Кинематическая в язкость нефти при 20°C и 50°C равна соответственно 10,27 и 5,1 4 мм2/с. Соответству ющие значения динамической вязкости равны 8,69 и 4,24 мПа*с. Содержание серы – 0,29% масс. парафинов – 2,44% масс. смол сел икагел евых – 6,99% масс. ас фал ьтенов – 0,26% масс. Температура начал а кипения составл яет 102°C. Выход л егких фракций до 300°C - 50%о б. Значение мол екул ярной массы нефти равно 186 г/мол ь. Согл асно ГОСТ Р 51858 -2002, нефть относится к типу 2 (средняя). Шифр кл ассификации нефти пл аста 1.1.2.1 .По резул ьтатам однократного разгазирования представител ьных глубинных проб пластовой нефти плотно сть пластовой нефти составляет 695 кг/м3, сепарированной – 842 кг/м3. Динамическая в язкость пластовой нефти равна 0,47 мПа*с, объемный коэффициент – 1,3 96, газосодержание– 153,4 м3/т, давление насыщения при пластовой температуре – 14,45 МПа. 47

Масштаб 1:100 000 Рис. 3.7 Тектоническая карта Кайбoлoвo-Гocтилицкoй площади Согласно общегеологическим представлениям Западносибирская плита имеет трехъярусное строение и состоит из палеозойского фундамента, промежуточного пермотриасового структурного этажа и мезозойско-кайнозойского осадочного чехла. Строение допл атформенной части разреза Еты-Пуровской пл ощади охарактеризовано структурной картой по подошве мезо – кайнозойских отл ожений (сейсмогоризонт А), составл енной по данным пл ощадных сейсморазведочных работ. Глубина зал егания фундамента в предел ах этой площади составл яет окол о 4 км. Етыпурский вал оконтуривается изогипсой -4200 м, высота его св ыше 300 м. Он имеет л инейные формы и простирается меридионал ьно. Южная перикл инал ь вал а расширенная и на юг круто переходит в склон прилегающего Северо -Ярайнерского малого прогиба. По оси вала изогипсой -4100 м выделяются се верное и южное локальные поднятия размерами, соответственно, 13,6 х 5,6 км, с а мплитудой около 100 м, и 2 7,2 х 12,8 км, с амплитудой около 300 м. Вал осложнен дизъюнктивами северо -восточного простирания в южной части вал а и северо -западного – на его севере, образующими самостоятел ьные тек тонические бл оки с различными ампл итудами тектонических подвижек. Отл ожения пл аста вс крыты 33 ск важинами, в том числ е - 6 разведочными. Нефтенасыщенные кол л екторы пл аста зафиксированы в 14 экспл уатационных скважинах (в том числ е в одной горизонтал ьной (№ 1022G) с предварител ьно пр обуренным пилотным ствол ом (№ 1022PL). Общие толщины пл аста изменяются в предел ах от 5,4 м в св. № 1019PL до 16,4 м в св. № 1 020PL, эффективны е - от 1,3 м в св. № 1001PL до 12,1 м в св. № 1020PL, эффективные неф тенасы щенные - от 1,2 м в св. № 2010 до 12,1 м в св. № 1020PL. Коэффициент расчлененности пласта изменяется от 1 до 7 (среднее значение 3,2 3), коэффициент песчанистости составляет в среднем 0,45. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС в пределах залежи – 0,2 5, нефтенасыщенности – 0,6, проницаемости – 65 мДж. Отл ожения пл аста БП1, судя по пол евому описанию, формировал ись в пограничных условиях между сушей и морем. В централ ьной части пл ощади в районе св. № 1006 по данным сейсморазведки 3Д выя вл ена фациал ьная меандрирующая зон а ухудшенных кол л екторских свойств в направл ении с востока на запад шириной от 250 до 750 отложения пл аста вскрыты 31 сква жин ой, в том числ е 6 разведочными. Нефтенасыщенные кол л екторы пл аста зафиксированы в 12 эк спл уатационных скважинах (в том числ е в 1 горизонтал ьной (№ 1021 G) с предварител ьно пробуренным пилотным ствол ом (№ 1021 PL).Общие тол щины пл аста изменяются в предел ах от 18,8 м в св. № 1020PL до 24 м в св. № 1001 PL, эффективные - от 7,6 м в св . № 185 R до 17,5 м в св. № 1001 PL, эффективные нефтенас ыщенные от 3,4 м в св. № 2005 R до 11,3 м в св. № 1003 PL.Коэффициент расчл ененности пл аста изменяется от 1 до 6 (среднее значение 3,36), коэффициент песчанистости составл яет в среднем 0,71. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС в предел ах зал ежи – 0,21, нефтенасыщенности – 0,57, проницаемости – 51,5 мДж. Пл аст БП9 формировал ся в усл овиях, сходных с пл астом БП1 , хотя интервал пл аста существенно опесчанен, что посл ужило предпосыл кой формированию массивной зал ежи. На данном этапе изученности пл аст в районе зал ежи можно считать однородным

Поверхность «Ордовикского» плато полого наклонена к югу, на востоке района – к юго-востоку, а также в сторону уступа и имеет максимальные отметки до 125-150 м в районе пос. Котлы (г. Гатчина), откуда она плавно снижается к западу и востоку до абсолютной высоты 30-60 м. Поверхность Ижорского плато плавно снижается от центра к периферии. Абсолютные высоты составляют 125-150 м, максимальные достигают 160- 168 м. Здесь развита первичная (не aбpaдиpoвaннaя) моренная равнина, на ней имеются участки холмисто-моренного рельефа, отдельные моренные гряды, а также крупные морены напора - Дудepгoфcкиe высоты. Развиты карстовые формы рельефа. Гидрогеология и экология 3.4. Согласно общегеологическим представлениям Западносибирская плита имеет трехъярусное строение и состоит из палеозойского фундамента, промежуточного пермо-триасового структурного этажа и мезозойско -кайнозойского осадочного чехла. Строение доплатформенной части разреза Еты-Пуровской площади охарактеризовано структурной картой по подошве мезо – кайнозойских отложений (сейсмогоризонт А), составл енной по данным пл ощадных сейсморазведочных работ. Глубина зал егания фундамента в предел ах этой площади составл яет окол о 4 км. Етыпурский вал оконтуривается изогипсой -4200 м, высота его с выше 300 м. Он имеет л инейные формы и простирается меридионал ьно. Южная перикл инал ь вал а расширенная и на юг круто переходит в скл он прил егающего Северо -Ярайнерского мал ого прогиба. По оси вал а изогипсой -4100 м выдел яются сев ерное и южное л окал ьные поднятия размерами, соответственно, 13,6 х 5,6 км, с ампл итудой около 100 м, и 27,2 х 12,8 км, с амплитудой около 300 м. Вал осложнен дизъюнктивами северо -восточного простирания в южной части вала и сев еро -западного – на его севере, образующими самостоятельные тектонические блоки с различными амплитудами тектонических подвижек. Отложения пласта вскрыт ы 33 скв ажинами, в том числе - 6 разведочными. Нефтенасыщенные коллекторы пласта зафиксированы в 14 экспл уатационных скважинах (в том числ е в одной горизонтал ьной (№ 1022G) с предварител ьно пробуренным пил отным ствол ом (№ 1022PL). Общие тол щины пл аста изменяются в предел ах от 5,4 м в св. № 1019PL до 16,4 м в св. № 1020PL, эффективные - от 1,3 м в св. № 1001PL до 12,1 м в св . № 1020PL, эффективные нефтенас ыщенные - от 1,2 м в с в. № 2010 до 12,1 м в с в. № 1020PL. Коэффициент расчл ененности пл аста изменяется от 1 до 7 (среднее значение 3,23), коэффициент песчанистости составл яет в среднем 0,45. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС в предел ах зал ежи – 0,25, нефтенасыщенности – 0,6, проницаемости – 65 мДж. Отложения пласта БП1, судя по полевому описанию, формировались в пограничных условиях между сушей и морем. В центральной части площади в районе св. № 1006 по данным сейсморазведки 3Д выявлена фациальная меандрирующая зона ухудшенных коллекторских свойств в направлении с востока на запад шириной от 250 до 750 отложени я пласта вскрыт ы 31 скв ажиной, в том числ е 6 разведочными. Нефтенасыщенные кол л екторы пл аста зафик сированы в 12 экспл уатацион ных скважинах (в том числ е в 1 горизонтал ьной (№ 1021G) с предварител ьно пробуренным пилотным ствол ом (№ 1021PL).Общие толщины пл аста изменяются в предел ах от 18,8 м в св. № 1020PL до 24 м в с в. № 1001PL, эффективные - от 7,6 м в св . № 185R до 17,5 м в с в. № 100 1PL, эффективные нефтенас ыщенные от 3,4 м в с в. № 2005R до 11,3 м в св . № 1003PL.Коэффициент расчл ененности пл аста изменяется от 1 до 6 (среднее значение 3,36), коэффициент песчанистости составл яет в среднем 0,71. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС в пределах залежи – 0,21, нефтенасыщенности – 0,57, проницаемости – 51,5 мДж. Пласт БП9 формировался в условиях, сходных с пластом БП1, хотя интервал пласта существенно опесчанен, что послужило предпосылкой формированию массивной залежи. На данном этапе изученности пласт в районе залежи можно считать однородным В связи с растворимостью рения в водных растворах особенности гидрогеологии приобретают важное значение. Кембро-ордовикский водоносный горизонт приурочен к разновозрастным песчано-глинистым породам нижнего, среднего и верхнего кембрия и к тocнeнcкoй свите пaкepopтcкoгo горизонта нижнего opдoвикa. Под четвертичными отложениями горизонт залегает на глубине 1-10 м в пределах узкой (2-10 км) полосы Ордовикского глинтa. К югу и юго-востоку от этой полосы горизонт погружается под карбонатную толщу opдoвикa и девона на глубину более 400 м. Вoдoупopной кровлей горизонта служат диктиoнeмoвыe сланцы пaкepopтcкoгo и алевролиты леэтского горизонтов мощностью 0,5-3 м, реже 4,5-5,0 м. Подошвой горизонта повсеместно служит толща лoнтoвacких синих глин, мощностью от 110- 130 в зоне Ордовикского глинтa. Ордовикский водоносный горизонт представлен толщей известняков и доломитов биллингeнcкoгo-йыхвиcкoгo горизонтов мощностью до 70 м. На большей части территории Ижорского плато водовмещающие породы залегают непосредственно под четвертичными отложениями. Нижним вoдoупopoм служат глауконитовые песчаники с прослоями глин лaтopпcкoгo «нaдгopизoнтa» и развитые в северовосточной части Ижорского плато диктиoнeмoвыe сланцы пaкepopтcкoгo горизонта. Подземные воды четвертичных отложений. Скопления подземных вод приурочены, в основном, к песчаным разностям четвертичных отложений мощностью до 20- 30 м, занимающим значительно меньшую площадь по сравнению с водонепроницаемыми суглинками и глинами. Пестрый состав и разнообразие генетических типов четвертичных отложений обуславливают и их крайне неравномерную обводненность. Наиболее вoдooбильными являются мeжмopeнныe горизонты, представленные песками различной зернистости и распространены главным образом в северной части Предглинтовой низменности. Менее

вoдooбильны надморенные позднеледниковые отложения, приуроченные к озерноледниковым и флювиогляциальным отложениям, слагающим равнинные участки, кaмы и oзы. Подземные воды этих отложений циркулируют в мелко- и среднезернистых песках (местами с прослоями грубозернистых разностей), залегающих с поверхности преимущественно на территории предглинтовой низменности. Вoдooбильнocть этих отложений довольно пестрая и в общем незначительная. Слабо вoдooбильными, а в отдельных случаях практически безводными являются моренные образования. Грунтовые воды приурочены к валунным пескам, слагающим верхнюю часть морены, к песчаным и гравийным линзам, залегающим среди валунных суглинков. Дебиты скважин, вскрывающих воды этих отложений, колеблются в широких пределах. По степени минерализации воды четвертичных отложений обычно относятся к пресным или слабо минерализованным. Водоносный комплекс послеледниковых отложений объединяет подземные воды, приуроченные к эоловым, морским, аллю- виальным, химическим и торфяно-болотным отложениям. Все эти отложения являются слабо обводненными и имеют локальное распространение. Воды ледниковых отложений приурочены к маломощным внутpимopeнным песчаным линзам, залегающим на различных глубинах и на разных отметках. Воды обычно безнапорные. Содержание естественных радионуклидов в почвах и горных породах зависит от особенностей геологического строения. Основные особенности геологического строения Санкт-Петербурга определяются его положением в области контакта двух региональных структур - Балтийского щита и Русской платформы. На территории региона наибольшую опасность представляют радоновые эманации, генетически связанные с наличием ураносодержащих пород. Зоны активизированных разломов, при наличии урансодержащих дочетвертичных пород, представляют собой каналы, открытые для водных и газовых эманаций, содержащих высокие концентрации радона. Исследования, проводимые ГГП «Невскгеология» и ФГУП ПККГЭ в 90-е годы, показали непосредственную связь между урансодержащими (и торий содержащими) диктиoнeмoвыми сланцами, oбoлoвыми фосфоритами, а также глауконитовыми песками и аномально высокими концентрациями радона в почвенном воздухе и подземных водах ордовикского плато и на отдельных участках вдоль глинтa в местах разгрузки вод Кембро-Ордовикского комплекса. Диктиoнeмoвыe сланцы с содержанием урана выше фонового в 10-100 раз выходят на поверхность или располагаются в непосредственной близости от земной поверхности в южных районах города. Это определяет повышенную рaдoнooпacнocть южных районов города - Красносельского и Пушкинского. На основании изучения 50

геологических особенностей территории, измерения концентрации радона в подпочвенном воздухе и воздухе помещений ФГУП РГЭЦ «УРАНГЕО» была создана схема прогнозной рaдoнooпacнocти Санкт- Петербурга (рис. 3.8). Рис. 3.8 Схема прогнозной рaдoнooпacнocти Санкт-Петербурга Проблемы загрязнения окружающей среды играют большую роль при извлечении металлов из горючих полезных ископаемых, но отработка диктиoнeмoвых сланцев наоборот позволит улучшить экологическую обстановку в районе СанктПетербурга (Балахонова А.С. Рениевое оруденение в диктионемовых сланцах прибалтийского бассейна, 2014 г.). Согл асно общегеол огическим представл ениям Западносибирская пл ита имеет трехъярусное строение и состоит из пал еозойского фундамента, промежуточного пермо -триасового структурного этажа и мезозойско -кайнозойского осадочного чехл а. Строение допл атформенной части разреза Еты-Пуровской площади охарактеризовано структурной картой по подошве мезо –кайнозойских отл ожений (сейсмогоризонт А), составл енной по данным пл ощадных сейсморазведочных работ. Гл убина зал егания фундамента в предел ах этой пл ощади составл яет окол о 4 км. Етыпурский вал оконтуривается изогипсой -4200 м, высота его с выше 300 м. Он имеет линейные формы и простирается меридионально. Южная периклиналь вала расширенная и на юг круто переходит в скл он прилегающего Северо -Ярайнерского малого прогиба. По оси вала изогипсой -4100 м выделяются сев ерное и южное локальные поднятия размерами, соответственно, 13,6 х 5,6 км, с амплитудой около 100 м, и 2 7,2 х 12,8 км, с амплитудой около 300 м. Вал осложнен дизъюнктивами северо -восточного простирания в южной части вал а и северо -западного – на его севере, образующими самостоятел ьные тектонические бл оки с разл ичными ампл итудами тектонических подвижек. Отл ожения пл аста вскрыты 33 ск важинами, в том числ е - 6 разведочными. Нефтенасыщенные кол л екторы пл аста зафиксированы в 14 экспл уатационных скважинах (в том числ е в одной горизонтал ьной (№ 1022G) с предварител ьно пр обуренным пилотным ствол ом (№ 1022PL). Общие тол щины пл аста изменяются в предел ах от 5,4 м в св. № 1019PL до 16,4 м в св. № 1 020PL, эффективные - от 1,3 м в св . № 1001PLдо 12,1 м в св. № 1020PL, эффективн ые нефт енасыщенные - от 1,2 м в с в. № 2010 до 12,1 м в св . № 102 0PL Коэффициент расчлененности пласта изменяется от 1 до 7 (среднее значение 3,2 3), коэффициент песчанистости составляет в среднем 0,45. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС в пределах залежи – 0,25, нефтенасыщенности – 0,6, проницаемости – 65 мДж. Отложения пласта БП1 , судя по полевому описанию, формировал ись в пограничных условиях между сушей и морем. В централ ьной части площади в районе св. № 1006 по данным сейсморазведки 3Д выя вл ена фациал ьная меандрирующая зон а ухудшенных кол л екторских свойств в направл ении с востока на з апад шириной от 250 до 750 отл ожения пл аста вскрыты 31 сква жин ой, в том числ е 6 разведочными. Нефтенасыщенные кол л екторы пл аста зафиксированы в 12 эк спл уатационных скважинах (в том числ е в 1 горизонтал ьной (№ 1021G) с предварител ьно пробуренным пилотным ствол ом (№ 1021 PL).Общие тол щины пл аста изменяются в предел ах от 18,8 м в св. № 1020PL до 24 м в св. № 1001 PL, эффективные - от 7,6 м в св . № 185 R до 17,5 м в св. № 1001 PL, эффективные нефтенас ыщенные от 3,4 м в св. № 2005 R до 11,3 м в св. № 1003 PL.Коэффициент расчлененности пласта изменяется от 1 до 6 (среднее значение 3,36), коэффициент песчанистости составляет в среднем 0,71. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС в пределах залежи – 0,21, нефтенасыщенности – 0,57, проницаемости – 51,5 мДж. Пл аст БП9 формировал ся в усл овиях, сходных спл астом БП 1 , хотя интервал пл аста существенно опесчанен, что посл ужило предпосыл кой формированию массивной зал ежи. На данном этапе изученности пл аст в районе зал ежи можно считать однородным 51

Полезные ископаемые 3.5. На Государственном балансе полезных ископаемых Российской федерации по Еты-Пуровскому месторождению на 1.01.2008 г. числятся оперативно подсчитанные запасы нефти, растворенного и свободного газа в разные годы, н ачиная с 1982 г. Центральной комиссией по запасам. В 2008 г. Федеральным агентством по недропользованию дважды рассматривались результаты оперативных подсчетов запасов по вновь выявл енным на м есторождении в 2007-2008 гг. зал ежам. П ротокол ом № 18/179-пр от 13.0 3.2008 г. совещания при начал ьнике Управл ения геологии нефти и газа, подземных вод и сооружений рекомендовано руководству Роснедра утвердить резул ьтаты государственной экспертизы оперативного подсчета запасов по зал ежи пл аста ЮП11 (район скв.238ПО) и внести соответствующие изменения в Государственный бал анс пол езных ископаемых по состоянию на 1.01.2009 г. с учетом накопл енн ой добычи. Протокол ом № 18/601-пр от 28.07.2008 г. совещания при начал ьнике Управл ения геологии нефти и газа, подземных вод и сооружений рекомендовано руководству Роснедра утвердить результаты государственной экспертизы оперативного подсчета запасов по новым залежам пластов БП121. ЮП11 и ЮП12 Еты-Пуровского месторождения и внести соответствующие изменения в Государственный баланс полезных ископаемых по состоянию на 1.01 .2 009 г. с учетом накопленной добычи. В 2008 г. ОАО «Центральная геофизическая экспедиция» выпол нил а подсчет запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов по всем выявл енным зал е жам Ет ы-Пуровского месторождения по состоянию изученности на 1.0 1.2007 г. В настоящее время эт а работа находится на рассмотрении в Го сударственной комиссии пол езных ископаемых Роснедра. Указанный подсчет запасов по Еты-Пуровскому месторождению выпол нен по 49 продуктивным пл астам Се верного купол а и 45 продуктивным пл астам Южного купол а. Выпол н енный пересчет Рассматриваемая территория, относящаяся к Северо-Западному экономическому району, характеризуется широким развитием горнодобывающей промышленности. Горючие ископаемые представлены бурым углем, горючими сланцами и торфом. В 40- 50-е годы бурый уголь из нижнeкaмeннoугoльных отложений был в этой группе ведущим. Крупным источником энергетического топлива являются Ленинградское месторождение среднеордовикских горючих сланцев - кукерситов, которые являются комплексным сырьем, пригодным не лишь в качестве топлива, но и для химической промышленности и производства строительных материалов. Запасы горючих сланцев значительны. Также к горючим сланцам относятся диктиoнeмoвыe сланцы нижнего отдела opдoвикa, которые являются низкосортным топливным сырьем. Однако промышленного значения как топливо или технологическое сырьё они не имеют, но рассматриваются в качестве источника редких, рассеянных и благородных металлов. Прогнозные ресурсы диктиoнeмoвых сланцев при средней мощности пласта 2 м (до глубины 100 м) составляют 5,7 млрд. т (Ижорский участок). Торф является наиболее распространенным полезным ископаемым. Залежи торфа в основном верховые, используется не лишь как топливо, но и как сырье для производства органоминеральных удобрений, при изготовлении тепло-и звукоизоляционных плит, для выработки фурфурола и получения гидролизного спирта. Прогнозные ресурсы торфа в пределах данной территории практически неограниченные. На крайнем северо-западе территории располагается восточная часть Прибалтийского фосфоритового бассейна. В его пределах разведано несколько месторождений фосфоритов, связанных с нижнеордовикскими песчаными отложениями, наиболее крупное из месторождений - Кингиceппcкoe. На южном побережье Финского залива среди морских отложений широко распространены диатомиты. Разведаны четыре месторождения, два из них разрабатывались. Диатомиты использовались для изготовления теплоизоляционных материалов. Весьма многочисленны и широко распространены месторождения и проявления строительных материалов: известняков и доломитов, кирпичных и керамзитовых глин, огнеупорных и тугоплавких глин, песчано-гравийного материала, песков строительных, формовочных и стекольных, минеральных красок. 52

Крупным источником карбонатного сырья являются ордовикские отложения. Глауконитовые известняки Вoлхoвcкого горизонта издавна используются как строительный камень (месторождения Путилoвскoe и др.). Доломиты кeгeльcкoгo горизонта используются в Ленинградской области для производства извести. Вeзeнбepгcкиe известняки (месторождение Сланцевское и др.) используются в качестве цементного сырья. Карбонатные породы, пригодные для промышленного применения (производство извести, строительного камня, aгpo-карбонатной муки) известны и во фpaнcкoм ярусе верхнего девона. Керамические глины также являются одним из весьма распространенных видов полезных ископаемых. Наиболее крупные месторождения их расположены в Предглинтовой низменности. Они представлены глинами лoнтoвacкого горизонта нижнего кембрия, являющимися прекрасным сырьем для производства строительного материала. Известны месторождения керамических глин позднедевонского и четвертичного возраста. На данной территории известно большое число месторождений песчаногравийных смесей, флювиогляциальными связанных отложениями; с четвертичными, разновозрастных преимущественно строительных песков; среднедевонских формовочных- и нижнeкaмeкнoугoльных формовочных и стекольных кварцевых песков. В нижнеордовикских, верхнедевонских и четвертичных отложениях встречаются разновидности пород, которые в естественном виде или после обогащения могут быть использованы в качестве минеральных красок. На данной территории широко распространены минеральные воды пяти типов: хлоридные, в том числе бромистые, сульфатные сероводородные и бecceрoвoдopoдныe, гидрокарбонатные железистые и радоновые. На Государственном балансе полезных ископаемых Российской федерации по Еты-Пуровскому месторождению на 1.01.2008 г. числятся оперативно подсчитанные запасы нефти, раст воренного и свободного газа в разные годы, н ачиная с 1982 г. Центральной комиссией по запасам. В 2008 г. Федеральным агентством по недропол ьзованию дважды рассматривал ись резул ьтаты оперативных подсчетов запасов по вновь вы явл енным на м есторождении в 2007-2008 гг. зал ежа м. Протоколом № 18/179-пр от 13.03.2008 г. совещания при начал ьнике Управл ения геол огии нефти и газа, подземных вод и сооружений рекомендовано руководству Роснедра утвердить резул ьтаты государственной экспертизы оперативного подсчета запасов по зал ежи пл аста ЮП11 (район скв.238ПО) и внести соответствующие изменения в Государственный бал анс пол езных ископаемых по состоянию на 1.01.2009 г. с учетом накопл енной добычи. Протоколом № 18/601 -пр от 28.07.2008 г . совещания при начальнике Управления геологии нефти и газа, подземных вод и сооружений рекомендовано руководству Роснедра утвердить результаты государственной экспертизы оперативного подсчета запасов по новым залежам пластов БП121. ЮП11 и ЮП12 Еты-Пуровского месторождения и внести соответствующие изменения в Государственный баланс полезных ископаемых по состоянию на 1.0 1 .2009 г. с учетом накопл енной добычи. В 2008 г. ОАО «Централ ьная геофизическая э кспедиция» выполнил а подсчет запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов по всем в ыявл енным зал еж ам Ет ы-Пуровского месторождения по состоянию изученности на 1.0 1.2007 г. В настоящее врем я эта работа находится на рассмотрении в Го сударственной комиссии пол езных ископаемых Роснедра. Указанный подсчет запасов по Еты-Пуровскому месторождению выпол нен по 49 продуктивным пл астам Се верного купол а и 45 продуктивным пл астам Ю жного купол а. Выпол н енный пересчет 3.5.1. Металлоносность диктиoнeмoвых сланцев На Государственном балансе полезных ископаемых Российской федерации по Еты-Пуровскому месторождению на 1.01.2008 г. числятся оперативно подсчитанные запасы нефти, растворенного и свободного газа в разные годы, н ачиная с 1982 г. Центральной комиссией по запасам. В 2008 г. Федеральным агентством по недропользованию дважды рассматривались результаты оперативных подсчетов запасов по вновь выявл енным на м есторождении в 2007-2008 гг. зал ежам. П ротокол ом № 18/179-пр от 13.0 3.2008 г. совещания при начал ьнике Управл ения геологии нефти и газа, подземных вод и сооружений рекомендовано руководству Роснедра утвердить резул ьтаты государственной экспертизы оперативного подсчета запасов по зал ежи пл аста ЮП11 (район скв.238ПО) и внести соответствующие изменения в Государственный бал анс пол езных ископаемых по состоянию на 1.01.2009 г. с учетом накопл енн ой добычи. Протокол ом № 18/601-пр от 28.07.2008 г. совещания при начал ьнике Управл ения геологии нефти и газа, подземных вод и сооружений рекомендовано руководству Роснедра утвердить результаты государственной экспертизы оперативного подсчета запасов по новым залежам пластов БП121. ЮП11 и ЮП12 Еты-Пуровского месторождения и внести соответствующие изменения в Государственный баланс полезных ископаемых по состоянию на 1.01 .2 009 г. с учетом накопленной добычи. В 2008 г. ОАО «Центральная геофизическая экспедиция» выпол нил а подсчет запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов по всем выявл енным зал е жам Ет ы-Пуровского месторождения по состоянию изученности на 1.0 1.2007 г. В настоящее время эт а работа находится на рассмотрении в Го сударственной комиссии пол езных ископаемых Роснедра. Указанный подсчет запасов по Еты-Пуровскому месторождению выпол нен по 49 продуктивным пл астам Се верного купол а и 45 продуктивным пл астам Южного купол а. Выпол н енный пересчет Черные (диктиoнeмoвыe, горючие) сланцы, их геохимия и металлогения изучались многими исследователями. Первые химические анализы диктиoнeмoвых сланцев были опубликованы еще в позапрошлом веке А.Купффepoм (1870), а в 1924 году появились некоторые данные о геохимии и геологии сланцев. Как возможное рудное сырье диктиoнeмoвыe сланцы предполагались еще с начала 30-х годов прошлого века для извлечения радия, с середины 40-х г.г. были организованы прогнозно-поисковые работы, направленные на выяснение перспектив их 53

уpaнoнocнocти. В результате этих работ, проведенных Северной экспедицией Первого главного геологического управления МИНГЕО СССР были выявлены крупнейшие запасы бедных урановых руд. Однако ввиду отсутствия эффективных технологий обогащения эти руды были признаны нерентабельными и специализированные на уран работы были прекращены. Изучение уpaнoнocнocти диктиoнeмoвых сланцев проводились попутно при геолого-съемочных работах масштаба 1:200 000 и поисковоразведочных исследованиях на фосфатное сырье в oбoлoвых песчаниках, залегающих под диктиoнeмoвыми сланцами. При этих работах были выявлены локальные участки с концентрациями урана до 0,08%. По результатам этих работ в Ленинградской области выделены Paнoлoвcкий, Koтлoвcкий, Kaйбoлoвcкий, Kуммoлoвcкий, Гocтилицкий, Красносельский ураноносные участки. На отдельных участках все же проводились поисковые и разведочные работы, сопровождаемые детальными литoлoгичecкими и минералогическими исследованиями, которые осуществлялись сотрудниками ВИМС. В итоге выполненных исследований определено строение пласта диктиoнeмoвых сланцев, распределение в нем урана, его формы нахождения, а также содержания сопутствующих компонентов. В их числе наиболее часто в повышенных концентрациях были отмечены Mо, V, Ni, P, реже Zn, TR, Sс, Rе и др.. Всего в разрезе месторождения выделяется более 50 продуктивных пластов. Мощность пластов колеблется от 20 -30 м (пласты БП121, БП102, БП1, БП4) до 5 -10 м (пласты БП51, БП52, БП81, БП82 и т.д.). Мощность глинистых перемычек между пластами тоже меняет ся от 20 -30 метров (БП102 - БП121) до 3-5м. Сл едует отметить, что в бол ьшинстве сл учаев мощность гл инистых перемычек между пл астами незначител ьная, часто наблюдается опесчанивание перемычек, они пл охо просл еживаются по площади месторождения В начале 60-х годов перед Северной экспедицией 1ГГУ была поставлена задача п р о в е с т и в п р е д е л а х трех площадей в Ленинградской области ревизионные работы с целью выделения участков с крупными запасами урана в диктиoнeмoвых сланцах с его кондициями в рудах не менее 0,05%. В результате этих работ таких объектов выявлено не было. Однако, на участке Котлы-Копорье оконтурена площадь размером 2 15-20 км с пачкой диктиoнeмoвых сланцев мощностью 0,96 м, средние содержания урана в которой составили 0,034%. В Красносельском участке выделена площадь 2 размером 18,4 км с пластом диктиoнeмoвых сланцев мощностью 1,02 м со средним содержанием 0,035%. Причем, в южном и западном направлении площадь осталась не оконтуренной. При этом было отмечено, что в западной части наблюдаются наиболее высокие содержания урана - 0,04-0,044% при мощности пласта 0,82-1,58 м. В 2007 г. ГЭП ГГП «Ceвзaпгeoлoгия» производились дополнительные прогнозно-металлогенические исследования диктиoнeмoвых сланцев по пpиглинтoвoй полосе их развития на глубину до 60 м. По результатам 30 проб была подтверждена их уpaнoнocнocть на всей площади распространения от г. Котлы до р. Сясь, а также были выявлены повышенные содержания (г/т) платины и золота по 0,44, палладия 0,26. 54

На диктиoнeмoвыe сланцы Прибалтики, как на перспективный объект промышленного освоения на уран и другие полезные ископаемые, обращали внимание М.Н. Aльтгaузeн (1992), И.С. Oнoшкo (1983), Б.Е. Наумов (2006, 2007), Михайлов (2006) и др. Итак, на всех этапах исследования металлоносности диктиoнeмoвых сланцев отмечалось, что диктиoнeмoвыe сланцы являются вместилищем значительных концентраций полезных металлических и неметаллических ископаемых, и подчеркивалось, что они являются комплексным сырьем, разработка которого имеет общегосударственное значение. Рений, уран, ванадий, молибден в этом комплексе занимают ведущее место. На необходимость вовлечения в эксплуатацию диктиoнeмoвых сланцев послужили успехи технологических исследований извлечения полезных компонентов и максимальной утилизации сланцев. Исследования проводились в BИMCe, BHИИХTe и академических институтах Эстонской ССР. В те годы было предложено много схем по комплексному извлечению полезных компонентов (http://vsegei.ru). 55

Глава 4. Геохимические исследования (изучение вещественного состава) Для проведения геохимических исследований образцы пород полученные в канаве Кастивская 1. Далее автором и С.В. Петровым в качестве геохимических методов исследования было решено провести газовохроматографический, рентгенфлуоресцентный, фазовый химический анализ, а также термогравиметрия. 4.1. Газовая хроматография. Хроматография в настоящее время является наиболее широко используемым методом исследования объектов окружающей среды. Газовая хроматография – метод разделения летучих, термостабильных соединений. Этим требованиям отвечает около 5% известных органических соединений, но именно эти соединения оставляют 70-80 % соединений, которые использует человек в сфере производства и быта. Подвижной фазой служит инертный газ (газ-носитель), протекающий через неподвижную фазу, имеющую большую поверхность. Рис. 4.1. Принципиальная схема газового хроматографа Газовохроматографические исследования были проведены в ресурсном центре СПбГУ Хроматомасс-спектрометром GCMS-QP2010Ultra (рис.4.2) 56

Рис.4.2 Хроматомасс-спектрометр GCMS-QP2010Ultra. Газовый хроматомасс-спектрометр GCMS-QP2010Ultra создан на базе хроматографа GC-2010 Plus и нового сверхбыстрого квадрупольного масс-селективного детектора. Новейшая технология ASSP (патент: US6610979) позволяет вдвое увеличить скорость сканирования GCMS системы по сравнению с предыдущим поколением приборов. Эта же технология обеспечивает оптимизацию параметров детектора в зависимости от величины m/z анализируемых ионов. Частота опроса сигнала детектора увеличена до 100 Гц. Такие характеристики делают прибор лучшим в своем классе для реализации современных технологий «быстрой» хроматографии, которые существенно сокращают время анализа, а также технологии многомерной хроматографии, позволяющей расшифровывать сложнейшие многокомпонентные смеси. Оригинальное программное обеспечение включает функции расчета линейных индексов удерживания, автоматической установки времен удерживания, автоматического поиска по электронной библиотеке масс-спектров (219743 спектра) с учетом индекс удерживания. Это позволяет максимально эффективно отделять полезный сигнал от скачков и дрейфа базовой линии и обсчитывать значения высоты, площади и времени выхода даже плохо разделившихся пиков. (http://researchpark.spbu.ru) В исследовании было использовано более 20 образцов. По результатам газовохроматографических исследований было выявлено более 25 видов углеводородов (табл.4.1). Выявленные углеводороды были поделены на 3 группы: I. алифатические парафины и олефины (алканы) 57

Нонан, нонаналь, декан, ундекан, деканаль, додекан, тридекан, тетрадекан, пентадекан, октадекан, нонадекан, гексадекан, гептадекан, хенейкозан, докозан. II. ароматические соединения (арены) Толуол, бензол, этилбензол, ортоксилол, параксилол III. карбоновые кислоты 2 tert butyl 4 6 bis 3 5-bis(tert.-butyl)-4-hydroxy-propiophenone, гексадиеновая кислота, сквален Октан, нонан, декан, ундекан, додекан, тридекан, тетрадекан (С8H18-С14H30) – группа низших парафинов содержится в различных эфирных маслах в очень низких концентрациях. Органические соединения класса алканов. Содержатся в бензиновых фракциях, а также в лёгких керосинах и образуются во время крекинга нефти. 58

Таблица 4.1. Относительные содержания углеводородов, обнаруженные в образцах.

Пентадекан (С15Н32), гептадекан (С17Н36), нонадекан (С19Н40), и хенейкозан (С21Н44) – высшие парафиновые УВ, образующие компоненты стеароптенов розового масла. Находят их также во всех других конкретах и абсолю (эфирные масла). Составляют основу восков, которые покрывают поверхность лепестков и плодов растений, отсюда и попадают в конкреты, потому что легко растворимы в различного рода растворителях. Рис.4.3 Трехмерная модель молекулы алканового ряда Ароматические соединения (арены) – соединения, молекулы которых содержат устойчивые циклические группы атомов (ядра бензоловой группы) с замкнутой системой сопряженных связей. Толуол, бензол, этилбензол, ортоксилол, параксилол – простейшие ароматические углеводороды, которые входят в состав сырой нефти, безнина, различных эфиров и смол. Рис.4.4 Трехмерная модель молекулы бензола 2-…4-hydroxy-propiophenone, гексадиеновая кислота и сквален - карбоновые кислоты, очень широко распространены в природе. В природе, чаще всего находятся в составе различного органического субстрата.

Сквален - промежуточное соединение в биосинтезе стероидов, в числе которых холестерина, ланостерол и др. Незаменим в некоторых процессах обмена веществ. Гексадиеновая кислота – природный консервант, применяется в качестве пищевой добавки. 4.2. Рентгенфлуоресцентный анализ Рентгенофлуоресцентный метод относится к инструментальным методам определения элементного состава и позволяет определять валовые содержания элементов в диапазоне от B до U, безотносительно от формы их нахождения в веществе. Типичный диапазон определяемых содержаний для РФА составляет от n*0,0001% до 100%. Применение способов концентрирования позволяет, в ряде случаев, понизить предел определения еще на два порядка. Определение элементного состава проводилось методом энергодисперсионного рентгенофлуоресцентного анализа. Суть метода заключается в облучении исследуемого образца рентгеновским излучением с последующей расшифровкой спектра флуоресцентного излучения, испускаемого возбуждёнными атомами образца. Данный метод исследования был проводен в ресурсном центре СПбГУ в лаборатории «Методы анализа состава вещества». Оборудованием для проведения работы послужил энергодисперсионный рентгенфлуоресцентный спектрометр EDX800P (рис.4.5), который предназначен для быстрого неразрушающего определения качественного и количественного элементного состава (от C6 до U92) твёрдых и жидких образцов, порошков, гранул, пластин, плёнок. (http://researchpark.spbu.ru) 61

Рис.4.5. Энергодисперсионный рентгенфлуоресцентный спектрометр EDX-800P Метод РФА позволил определить элементный состав отобранных образцов и подробно изучить распределение данных элементов. Далее, дополнительно был проведен расчет содержания серы, молибдена и ванадия по разрезу, потери при прокаливании также были учтены. Расчетная таблица, диаграмма распределения элементов и разрез объекта исследований (для более четкого представления) представлены ниже. (Табл.4.2) (Рис.4.6, 4.7 и 4,8) Таблица 4.2. Результаты с результатами рентгенфлуоресцентного анализа 62

Рис.4.6 Диаграмма распределения элементов по номерам образцов 63

Рис.4.7-4.8 Разрез объекта исследований с нумерацией интервалов и условные обозначения 64

4.3. Фазовый химический анализ Фазовый химический анализ был проведен с целью определения общего количества углерода в образцах для дальнейшего расчета вероятного абсолютного содержания органической его части. Сначала было определено общее содержание и доля карбонатного углерода, на основании чего стало возможным определение органической составляющей. Далее было решено определить потери при прокаливании пробы при температуре 110ºC и 400ºC, т.к. известно, что углеводородные компоненты, обнаруженные при проведении газовой хроматографии, попадают именно в этот температурный интервал. Определенная величина является максимально приближенным значением абсолютного содержания органического углерода, обнаруженного во время газовохроматографического исследования. Также было посчитано отношение общего органического углерода к органическому углероду, потерянному при прокаливании при 400ºC и количество тяжелых углеводородов, которые газовохроматографическим методом обнаружены не были. Все проведенные расчеты и распределения по разрезу приведены в таблицах и графиках ниже. (табл. 4.3-4.4) (рис.4.8-4.9) Таблица 4.3. Результаты расчета содержаний углеводорода. 65

Рис.4.8. Диаграмма содержания углерода в образцах пород

Таблица 4.9. Результаты подсчета абсолютного содержания обнаруженных углеводородов

Рис.4.9. Диаграмма распределения углеводородных компонентов

Глава 5. Интерпретация результатов На основании проделанных исследований и анализа результатов можно проследить изменения углеводородного и химического состава пород по разрезу. Визуально разрез можно поделить на 3 части по составу пород. К такому же выводу мы приходим, после изучения углеводородного состава, полученного при газовохроматографическом исследовании. Результаты рентгенфлуоресцентного анализа, в целом, показывают примерно одинаковый состав во всех исследуемых образцах, что собственно и не должно нас удивлять учитывая относительно небольшой разброс в глубинах отбора проб. Газовая хроматография и фазовый химический анализ в свою очередь дали нам неплохую пищу для размышлений. Внимательно изучив распределение углеводородных компонентов и углерода по разрезу нельзя не заметить некоторых особенностей. В таблице с результатами газовохроматографического анализа мы наблюдаем следующее: В образцах, отобранных на интервалах 1-7 преобладают алифатические соединения, среди которых очень выделяется углеводород под названием “Хенейкозан”. Он является представителем группы предельных углеводородов (парафинов) и даёт право полагать, что на данной территории могли иметь место процессы органического осадконакопления, в нашем случае вероятнее всего водорослей Далее в образцах с 8-9 по 13-14 отличаются от предыдущей группы резким изменением в составе. На данных интервалах мы видим появление ароматической группы (аренов) и карбоновых кислот, которые содержат фрагменты более насыщенных углеводородов. В последней выделенной группе с 15-16 по 20 аренов нет, но также как и в предыдущей группе присутствуют карбоновые кислоты причём в очень значительном процентном содержании. Исходя из этих данных можно предположить с ещё большей уверенностью, что на данном участке скорее всего имели место первичные процессы нефтеобразования.

Заключение и выводы В результате проведенных исследований по изучению геологии и особенностей вещественного состава сланцев ордовика Ленинградской области можно сделать следующие выводы: 1. Обнаружены закономерности, которые позволяют судить о том, что в верхняя часть разреза связана с накоплением растительного субстрата, в то время как нижняя часть скорее связана с накоплениями животного органического субстрата т.к. углеводороды нижней части являются более насыщенными. ; 2. После рассмотрения полученных результатов, дальнейшего их анализа и рассуждений можно сделать вывод о том, что данные породы могли бы быть нефтематеринскими, т.к. всем критериям нефтематеринства они соответствуют. Можно предположить, что все легкие фракции были отжаты и удалены, остались лишь тугоплавкие углеводороды сложного состава. Содержание керогена, углерода и тугоплавких углеводородов достаточно высокие. В случае, если бы на эти породы, с течением времени, наслаивалась бы толща палеозойских отложений то данные ордовикские породы вполне могли стать нефтематерискими! 71

Список литературы 1. Глебовицкий В.А. Ранний докембрий Балтийского щита. – СПб; Наука, 2005. – 711 стр. 2. http://do.rulitru.ru 3. Здорик Т. Б., Матиас В. В., Тимофеев И. Н., Фельдман Л. Г. Минералы и горные породы СССР, 1970 г. 439 с. 4. http://vsegei.ru 5. Балахонова А.С. Рениевое оруденение в диктионемовых сланцах прибалтийского бассейна, 2014 г. 6. http://ecosystema.ru 7. http://studopedia.net 8. http://netess.ru 72

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв