Основные виды интрузии
Интру́зия — геологическое тело, сложенное магматическими горными породами, закристаллизовавшимися в глубине земной коры.
По взаимоотношениям с вмещающими породами выделяют согласные и несогласные интрузии. К согласным интрузиям относятся силлы, лакколиты, лополиты. Несогласные интрузии — дайки, штоки, батолиты; все они имеют секущие контакты, срезающие структурные элементы вмещающих толщ.
При классификации интрузий используются также такие признаки, как форма и размер тел. По глубине формирования выделяют приповерхностные, среднеглубинные (гипабиссальные) (0,5—1,5 км), и глубинные, или абиссальные (более 1,5 км) интрузии.
Глубинные интрузии сложены полнокристаллическими магматическими породами, в то время как малоглубинные часто имеют порфировые и афировые структуры. Интрузии слагают значительные части земной коры, как океанической, так и континентальной.
Батолит — крупный интрузивный массив, имеющий преимущественно секущие контакты и площадь более 100 км². Форма в плане обычно удлинённая, иногда изометричная. Часто батолиты имеют площадь, измеряемую десятками тысяч квадратных километров. Например, Андский батолит имеет длину 1200 км при ширине 100 км.
Лакколит (др.-греч. λάκκος) — это необразовавшийся вулкан в виде холма с ядром магмы внутри. Они образуются вязкими магмами, как правило, кислого состава, поступающими либо по водородным подводящим каналам снизу, либо из силла, и, распространяясь по слоистости, приподнимают вмещающие вышележащие породы, не нарушая их слоистости. Лакколиты встречаются поодиночке, либо группами. Размеры лакколитов сравнительно небольшие — от сотен метров до нескольких километров в диаметре.
Особой разновидностью лакколитов являются бисмалиты представляющие собой позднюю стадию формирования лакколита. В тех случаях, когда давление вязкой (кремнекислотной) магмы превышает вес вышележащих слоев, в кровле лакколита может появиться система трещин, куда внедряется магма с образованием секущего цилиндрического тела.
Лополит согласная межпластовая интрузияблюдцеобразной формы, залегающая в синклиналях и мульдах. Размеры лополитов в диаметре могут достигать десятков километров, а мощность — многих сотен метров. Как правило, лополиты развиты в платформенных структурах, сложены породами основного состава и формируются в условиях тектонического растяжения и опускания. Крупнейшие дифференцированные лополиты — Бушвельдский в Южной Африке и лополит Сёдбери в Канаде
Шток — интрузивное тело, в вертикальном разрезе имеющее форму колонны. В плане форма изометричная, неправильная. Штоки относятся к типу несогласных интрузий. От батолитов отличаются меньшими размерами.
Силл — интрузивное тело, имеющее форму слоя, контакты которого параллельны слоистости вмещающей толщи. Силлы образуются при внедрении магмы вдоль поверхностей напластования. Протяженность силлов может достигать 300 км при мощности (толщине) в несколько метров. Мощность силлов колеблется от десятков сантиметров до 600 м, но чаще встречаются силлы мощностью от 10 до 50 м. Силлы часто дифференцированы.
Силлы являются гипабиссальными интрузиями и сложены, как правило, породами основного состава (диабазами, долеритами, габброидами).
Существует проблема различения силлов и вулканических покровов.
Силлы образуются в тектонической обстановке растяжения. Они характерны для чехлов платформ, особенно типичны силлы для трапповой формации.
Дайка — интрузивное тело с секущими контактами, длина которого во много раз превышает ширину, а плоскости эндоконтактов практически параллельны. По сути дайка представляет собой трещину, которая была заполнена магматическим расплавом. Дайки обладают длиной от десятков метров до сотен километров и шириной от нескольких сантиметров до 5—10 км.
Физические свойства нефти и природного углеводородного газа.
Нефть — жидкость от светло-коричневого (почти бесцветная) до тёмно-бурого (почти чёрного) цвета (хотя бывают образцы даже изумрудно-зелёной нефти).
Средняя молекулярная масса 220—400 г/моль (редко 450—470).
Плотность 0,65—1,05 (обычно 0,82—0,95) г/см³; нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой, 0,831—0,860 — средней, выше 0,860 — тяжёлой. Плотность нефти, как и других углеводородов, сильно зависит от температуры и давления. Она содержит большое число разных органических веществ и поэтому характеризуется температурой начала кипения жидких углеводородов (обычно >28 °C, реже ≥100 °C в случае тяжёлой нефти) и фракционным составом — выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атмосферном давлении, а затем под вакуумом в определённых температурных пределах, как правило до 450—500 °C (выкипает ~ 80 % объёма пробы), реже 560—580 °C (90—95 %).
Температура кристаллизации от −60 до +30 °C; зависит преимущественно от содержания в нефти парафина (чем его больше, тем температура кристаллизации выше) и лёгких фракций (чем их больше, тем эта температура ниже).
Вязкость изменяется в широких пределах (от 1,98 до 265,90 мм²/с для различной нефти, добываемой в России), определяется фракционным составом нефти и её температурой (чем она выше и больше количество лёгких фракций, тем ниже вязкость), а также содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (чем их больше, тем вязкость выше).
Удельная теплоёмкость 1,7—2,1 кДж/(кг∙К); удельная теплота сгорания (низшая) 43,7—46,2 МДж/кг; диэлектрическая проницаемость 2,0—2,5; электрическая проводимость [удельная] от 2∙10−10 до 0,3∙10−18 Ом−1∙см−1.
Нефть —легковоспламеняющаяся жидкость; температура вспышки от −35[3] до +121 °C (зависит от фракционного состава и содержания в ней растворённых газов). Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях нерастворима в воде, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. В технологии для отделения от нефти воды и растворённой в ней соли проводят обезвоживание и обессоливание.
Природный газ это смесь газов, появившаяся в глубине земли при анаэробном разложении органических веществ. Природный газ относится к полезным ископаемым. При нормальных условиях природный газ находится только в газообразном состоянии. В основном, природный газ состоит из метана (около 95%), но также в него входит этан, пропан, бутан и другие. У чистого природного газ нет ни вкуса ни запаха.
Природный газ самовозгарается при 600 градусах, он легче воздуха почти в 2 раза, и поэтому при скапливании в помещении поднимается вверх.
Плотность: от 0,68 до 0,85 кг/м³ (сухой газообразный);400 кг/м³ (жидкий). Температура кипения при атмосферном давлении: –162°C. Температура самовозгорания: 650 °C; Взрывоопасные концентрации смеси газа с воздухом от 5 % до 15 % объёмных. Удельная теплота сгорания: 28—46 МДж/м³ (6,7—11,0 ккал/м³) (то есть 8-12 квт·ч/м³). Октановое число при использовании в двигателях внутреннего сгорания: 120—130.Легче воздуха в 1,8 раз, поэтому при утечке не собирается в низинах, а поднимается вверх.
3. Условия залегания нефти, газа и воды в ловушках, понятие ВНК,
ГНК и ГВК, методы их определения.
Нефть, газ и газонефтяные смеси в зависимости от их состава, соотношения, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях: в жидком, газообразном или в виде газожидкостных смесей.
При большом количестве газа в нефтяной залежи он может располагаться в виде газовой шапки в повышенной части структуры, часть жидких углеводородов нефти будет находиться в виде паров в газовой фазе. При высоком давлении в пласте плотность газа становится весьма значительной, и приближаться к плотности легких углеводородных жидкостей. В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества нефти. Если же объем газа в залежи по сравнению с объемом нефти мал, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти, и тогда газонефтяная залежь залегает в однофазном (жидком) состоянии. Поэтому по условию залегания и количественному соотношению нефти и газа залежи подразделяются на нефтяные, газовые, газонефтяные (с большой газовой шапкой и нефтяной оторочкой), газоконденсатные.
Залежь — скопление нефти и газа в ловушке одного или нескольких гидродинамически связанных пластов-коллекторов.
Месторождение — одна или группа залежей, расположенных на одной территории.
Различают нефтяные, нефтегазовые и газовые залежи. Наряду с чисто газовыми встречаются газоконденсатные залежи, когда часть углеводородов находится в жидком состоянии или залежи, в которых эти углеводороды со снижением давления и температуры могут сконденсироваться.
На рис.1 схематично показана газонефтяная залежь в разрезе и плане. Свободный газ, как наиболее легкий компонент, занимает самую высокую часть ловушки. Такое скопление газа называют газовой шапкой. Ниже располагается нефтяная залежь. Если высота ее незначительна, то такую залежь называют нефтяной оторочкой. Поверхность раздела между газом и нефтью в том случае, когда залежь не разрабатывается, приближенно можно рассматривать, как горизонтальную плоскость. В геолого-промысловой практике ее принято называть поверхностью газонефтяного контакта (обозначается ГНК). Поверхность раздела между нефтью и подстилающей водой называется поверхностью водонефтяного контакта (обозначается ВНК).
Высоту нефтяной залежи Нн называют этажом нефтеносности, высоту газовой шапки Нг— этажом газоносности.
В чисто газовых залежах газ непосредственно контактирует с водой. Поверхность раздела между ними называют поверхностью газоводяного контакта (обозначается ГВК.)
Рис. 1. Схема газонефтяной залежи
В залежах различают (рис.1): внешний контур нефтеносности 1 (газоносности 2) —линия пересечения плоскости ВНК (ГНК) с поверхностью подошвы продуктивного пласта; внутренний контур нефтеносности 3 (газоносности 4) —линия пересечения плоскости ВНК (ГНК) с поверхностью подошвы пласта. На планах чисто нефтяных (чисто газовых) залежей могут быть нанесены только линии внешних и внутренних контуров нефтеносности (газоносности). Для таких залежей площадь на плане, ограниченная внешним контуром нефтеносности (газоносности), называется площадью нефтеносности (газоносности).
Рис. 2. Схемы ловушек для нефти
