Горючие полезные ископаемые Беларуси

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Министерство образования Республики Беларусь

Белорусский государственный университет

Географический факультет

Кафедра почвоведения и земельных информационных систем

Специальность «География»

КУРСОВАЯ РАБОТА

ГОРЮЧИЕ ПОЛЕЗНЫЕ ИСКОПАЕМЫЕ БЕЛАРУСИ

Минск 2011

ОГЛАВЛЕНИЕ

  • ВВЕДЕНИЕ
  • ГЛАВА 1. ГОРЮЧИЕ ПОЛЕЗНЫЕ ИСКОПАЕМЫЕ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
    • 1.1 Нефть
    • 1.2 Каменные и бурые угли
    • 1.3 Горючие сланцы
    • 1.4 Торф
  • ГЛАВА 2. ИСТОРИЯ ОТКРЫТИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
    • 2.1 История поисков и разведки залежей нефти
    • 2.2 История поисков и разведки бурых углей
    • 2.3 История поисков и разведки горючих сланцев
    • 2.4 История поисков и разведки торфа
  • ГЛАВА 3. МЕСТОРОЖДЕНИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
    • 3.1 Месторождения нефти
    • 3.2 Месторождения углей
    • 3.3 Месторождения горючих сланцев
    • 3.4 Месторождения торфа
  • ГЛАВА 4. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ МИНЕРАЛЬНО — СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ БЕЛАРУСИ
  • ЗАКЛЮЧЕНИЕ
  • СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

«Наше общество целиком покоится на наших воде, земле, полезных ископаемых. От того, как мы используем ресурсы, зависят наше здоровье, безопасность, экономика и благополучие» Дж.Ф. Кеннеди

Природные ресурсы и их основная часть — минеральные ресурсы — база и основа человеческой цивилизации на всех фазах её развития. Человек может черпать нужные ему ресурсы только из природной среды. Природа служит щедрым источником сырья и энергии, на использовании её богатств строится материальная жизнь общества, его экономическое развитие. Несомненно, развитие технологии, изменение экономической ситуации иногда радикально меняют направления, формы и масштабы использования природных ресурсов и формируют растущий фонд вторичных ресурсов, созданных уже трудом человека. Но все же первоисточником современного материального и энергетического потенциала человеческого общества остаются природные ресурсы Земли. Полезные ископаемые — природные минеральные образования земной коры, химический состав и физические свойства которых позволяют эффективно применять их в различных отраслях народного хозяйства. По промышленному использованию обычно делятся на металлические, неметаллические полезные ископаемые, горючие (или каустобиолиты) и гидроминеральные полезные ископаемые. Без горючих полезных ископаемых -- нефти, природного газа, угля, торфа -- нет энергетики. Для любой страны, в том числе и Беларуси, они являются стратегическим сырьём.

Целью работы является анализ состояния, геологического строения и характеристика месторождений горючих ископаемых. Также рассматриваются вопросы экономического использования этих месторождений. Для достижения этой цели в работе решались следующие задачи:

Ш история открытий горючих полезных ископаемых

Ш охарактеризовать современное состояние месторождений горючих полезных ископаемых;

Ш оценить особенности и перспективы развития минерально-сырьевой базы энергетической промышленности Беларуси.

В работе использовалось 10 печатных источников, в том числе монография «Геология Беларуси» под ред. А. С. Махнача. Также использовались ресурсы Internet.

ГЛАВА 1. ГОРЮЧИЕ ПОЛЕЗНЫЕ ИСКОПАЕМЫЕ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

1.1 Нефть

По внешнему виду нефть -- маслянистая жидкость с различной окраской (от бесцветной до темно-коричневой и почти черной) и запахом (от ароматического до сероводородного). Состоит она в основном из углерода (85%) и водорода (12--14%), которые, находясь в химической связи, образуют углеводороды. На долю содержащихся в нефти кислорода, серы и азота приходится 1--2%(табл. 1.1.). Из всех горючих материалов при сгорании наибольшее количество тепла дают нефть и газ. Теплотворная способность нефти и газа 10 800--11 000 ккал/м3. Средняя молекулярная масса 220--300 г/моль (редко 450--470). Плотность 0,65--1,05 (обычно 0,82--0,95) г/смі; 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 не температурой кипения, а температурой начала кипения жидких углеводородов (обычно > 28 °C, реже ?100°C в случае тяжёлых нефтей). В природе из нефти и газа обычно формируются единые месторождения. Но нередко газы, как более подвижные, мигрируют дальше, и из них возникают самостоятельные газовые залежи. [3]

Таблица 1. 1

Средний химический состав нефти

Углерод

79,5−87,5%

Водород

11,0−14,5%

Сера, кислород, азот

0,5−8%

Ванадий, никель, железо, медь и др.

0,02−0,03%

Нефть известна людям с глубокой древности. На территории СНГ о нефти знали и использовали ее народы Кавказа. Солдаты Александра Македонского с удивлением наблюдали, как жители Азербайджана сжигали нефть в светильниках и готовили на «земляном масле» пищу. В Сураханах на Апшеронском полуострове в VII в. был построен храм огнепоклонников. Газ из трещин в Земле по глиняным трубам подводился к храму, и верующие совершали свои обряды у «вечного огня». Храм просуществовал до 70-х годов XIX в. На Руси всевозможными нефтяными мазями пытались лечить кожные болезни и ревматизм. Нефть использовалась не только для освещения, но и для приготовления пищи и лечения, применялась и в военном деле. Так, в боях с полчищами половецкого хана Кончака русские воины стреляли «живым огнем» -- стрелами с пучками горящей пакли, смоченной в «земляной смоле». При захвате Бухары воины Чингисхана забросали крепость горшками с нефтью, послав вслед им горящие стрелы. На протяжении тысячелетий, нефть добывали из колодцев, вычерпывая ведрами и ковшами, хранили ее в ямах, а перевозили в кожаных мешках -- бурдюках. Только в 1848 г. близ Баку была пробурена первая в мире скважина. Ею было положено начало промышленному использованию нефти; стали раскрываться истинные качества и ценность этого важнейшего полезного ископаемого. В первых нефтеочистительных установках из нефти получали керосин. Отходы перегонки -- бензин и мазут еще не умели использовать и поэтому уничтожали. Лишь к концу XIX в. из мазута научились извлекать различные смазочные масла, вытеснившие вскоре применяемые для смазки машин и механизмов растительные и животные масла. Позднее мазут стали использовать в качестве топлива для паровых котлов. После создания первых двигателей внутреннего сгорания начал широко использоваться бензин, ставший со временем важнейшим продуктом нефтепереработки. Ни одно полезное ископаемое не добывалось людьми такими все ускоряющимися темпами, как нефть. Если в 1860 г. на земном шаре было добыто около 5000 т нефти, то уже через два года добыча ее увеличилась до 30 000 т. Прошло 10 лет, и в 1872 г. мировая добыча нефти достигла почти 1 млн. т. В 1901 г. было извлечено 22,5 млн. т. Более половины этой нефти приходилось на долю России, занявшей первое место в мире. Годовая, добыча нефти во всем мире в 1913 г. составила 55 млн. т, в 1941 г. -- 292, в 1951 г.- 587, в 1961 г.- 1119, в 1971 г.- 2435, в 2008 г. — 3928 млн. т. [3]

1.2 Каменные и бурые угли

Уголь -- вид ископаемого топлива, образовавшийся из частей древних растений под землей без доступа кислорода.

Уголь был первым из используемых человеком видов ископаемого топлива. Он позволил совершить промышленную революцию, которая в свою очередь способствовала развитию угольной промышленности, обеспечив её более современной технологией. [3] Для образования угля необходимо обильное накопление растительной массы. В древних торфяных болотах, начиная с девонского периода (примерно 416 млн. лет назад), накапливалось органическое вещество, из которого без доступа кислорода формировались ископаемые угли. Большинство промышленных месторождений ископаемого угля относится к этому периоду, хотя существуют и более молодые месторождения. Возраст самых древних углей оценивается примерно в 300−400 миллионов лет.

Уголь образуется в условиях, когда гниющий растительный материал накапливается быстрее, чем происходит его бактериальное разложение. Идеальная обстановка для этого создаётся в болотах, где стоячая вода, обеднённая кислородом, препятствует жизнедеятельности бактерий и тем самым предохраняет растительную массу от полного разрушения. На определённой стадии процесса выделяемые в ходе него кислоты предотвращают дальнейшую деятельность бактерий. Так возникает торф -- исходный продукт для образования угля. Если затем происходит его захоронение под другими наносами, то торф испытывает сжатие и, теряя воду и газы, преобразуется в уголь.

Под давлением наслоений осадков толщиной в 1 километр из 20-метрового слоя торфа получается пласт бурого угля толщиной 4 метра. Если глубина погребения растительного материала достигает 3 километров, то такой же слой торфа превратится в пласт каменного угля толщиной 2 метра. На большей глубине, порядка 6 километров, и при более высокой температуре 20-метровый слой торфа становится пластом антрацита толщиной в 1,5 метра.

В результатах движения земной коры угольные пласты испытывали поднятие и складкообразование. С течением времени приподнятые части разрушались за счёт эрозии или самовозгорания, а опущенные сохранялись в широких неглубоких бассейнах, где уголь находится на уровне не менее 900 метров от земной поверхности. Образование наиболее мощных угольных пластов связано с областями земной коры, которые на протяжении значительного времени -- в течение миллионов лет -- подвергались постепенному тектоническому опусканию со скоростью накопления торфа на поверхности. В отдельных случаях, как, например, в Хат-Крик (Канада), мощность одного угольного пласта может достигать 500 м и более. [2] Уголь является в виде плотной, землистой, деревянистой или волокнистой углистой массы с бурой чертой, со значительным содержанием летучих битуминозных веществ. В нём часто хорошо сохранилась растительная древесная структура; излом раковистый, землистый или деревянный; цвет бурый или смоляно-чёрный; легко горит коптящим пламенем, выделяя неприятный своеобразный запах гари; при обработке едким калием дает темно-бурую жидкость. При сухой перегонке образует аммиак, свободный или связанный с уксусной кислотой.

Таблица 1. 2

Средний химический состав углей

Углерод

68%

Кислород

26%

Водород

5,2%

Азот

0,8%

В среднем, сжигание одного килограмма этого вида топлива приводит к выделению 2,93 кг CO2 и позволяет получить 6,67 кВт·чэнергии или, при КПД 30% -- 2,0 КВ·ч электричества. В 1960 году уголь давал около половины мирового производства энергии, к 1970 году его доля упала до одной трети. Использование угля увеличивается в периоды высоких цен на нефть и другие энергоносители. [2]

1.3 Горючие сланцы

Полезное ископаемое из группы твёрдых каустобиолитов, дающее при сухой перегонке значительное количество смолы (близкой по составу к нефти). Горючие сланцы состоят из преобладающей минеральной (кальциты, доломит, гидрослюды, монтмориллонит, каолинит, полевые шпаты, кварц, пирит и др.) и органических частей (кероген), последняя составляет 10--30% от массы породы и только в сланцах самого высокого качества достигает 50--70%. Органическая часть является био- и геохимически преобразованным веществом простейших водорослей, сохранившим клеточное строение (талломоальгинит) или потерявшим его (коллоальгинит); в виде примеси в органической части присутствуют измененные остатки высших растений (витринит, фюзенит, липоидинит). В зависимости от соотношений водорослевых и гумусовых компонентов горючие сланцы разделяются на сапропелитовые и гумитосапропелитовые. Первая группа сланцев отличается от второй повышенным содержанием водорода (8--10%) и низким -- гуминовых кислот (0,5%) в органической массе. Сапропелитовые сланцы обладают повышенным выходом смол до 20--30% и теплотой сгорания до 14,6--16,7 Мдж/кг (3500--4000 ккал/кг). Эти показатели у гумито-сапропелитовых сланцев ниже при равном содержании минеральной примеси. В мировой практике добычи и использования, горючих сланцев диапазон важнейших показателей очень широк.

Таблица 1. 3

Средний химический состав горючих сланцев

Углерод

68,1−80%

Водород

9,7−10,3%

Кислород

5,8−16,3%

Азот

0,3−2,4%

Сера

0,1−3,7%

1.4 Торф

Торф -- горючее полезное ископаемое растительного происхождения, предшественник генетического ряда углей. Образуется торф в зарастающих озерах, постепенно превращающихся в торфяные болота, и нередко на заболачивающихся площадях. Произрастающие в них мхи, осоки, камыши и другие болотные растения, отмирая, постепенно заполняют водоем, с каждым годом увеличивая толщину торфяной залежи. Водный покров предохраняет растительные остатки от доступа кислорода, что способствует неполному их разложению.

Залегает на поверхности Земли или на глубине первых десятков метров под покровом минеральных отложений. От почвенных образований торф отличается по содержанию в нём органических соединений (не менее 50% по отношению к абсолютно сухой массе), от бурого угля -- повышенным содержанием влаги и форменных растительных остатков, а в химическом отношении -- наличием сахаров, гемицеллюлоз и целлюлозы.

Торф находит широкое применение в различных отраслях народного хозяйства и главным образом в качестве топлива на теплоэлектростанциях. Из торфа в газогенераторах получают высококалорийный газ, который применяется для бытовых целей и в металлургической промышленности. При сухой перегонке из него получают кокс и смолу. Кокс используется для плавки металлов, а из смолы получают торфяные масла, воск, парафины и другие химические продукты. Торф находит применение в бумажной промышленности, в сельском хозяйстве (как подстилка скоту и как удобрение) и в медицине. [3]

Таблица 1. 4

Средний химический состав торфа

Углерод

50−60%

Кислород

30−40%

Водород

5−6,5%

Азот

1−3%

Сера

0,1−1,5%

ГЛАВА 2. ИСТОРИЯ ОТКРЫТИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ

2.1 История поисков и разведки залежей нефти

В истории нефтегеологического изучения Припятского прогиба можно выделить 5 основных периодов, каждый из которых характеризуется определенными особенностями проведенных исследований, во многом обусловленными стадийностью и методами проведения работ, их результатами, развитием нефтегеологической науки и техники.

Первый период (1932--1952) охватывает промежуток времени с начала накопления геологических данных по глубинному строению юго-восточной части территории Беларуси до начала целенаправленных нефтепоисковых работ в Припятском прогибе. В этот период в основном проводились региональные работы, выполнялись мелкомасштабные гравиметрические и магнитные съемки, отрабатывались единичные сейсмические профили, призванные выяснить положение территории Беларуси и отдельных ее частей в общей структуре Восточно-Европейской платформы, бурились единичные опорные и параметрические скважины (бурится для изучения геологического строения и сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления и для получения геолого-геофизической характеристики разреза отложений, уточняющей результаты и повышающей достоверность сейсмических и др. геофизических работ) для изучения разреза.

По этим данным сначала выделили Шатилковскую и Ельскую депрессии, а затем, к концу 1940-х гг., -- Припятскую впадину как западное продолжение Днепровско-Донецкой. После получения первой нефти в Днепровско-Донецкой впадине в пределах Роменского соляного купола (1936) и вскрытия в 1941 г. солевой толщи в Припятской впадине (д. Давыдовка) белорусским геологам перспективы нефтегазоносности Припятской впадины казались уже очевидными. С целью их подтверждения в 1952 г. были начаты работы по поискам и подготовке локальных структур сейсмическими методами к постановке поискового бурения. К концу периода было пробурено 6 скважин, которые окончательно подтвердили существование Припятского прогиба, сложенного мощной толщей пород мезозоя и палеозоя. [2]

Второй период (1952--1964) охватывает время с начала нефтепоискового бурения до открытия первого промышленного месторождения нефти на Речицкой площади. В этот период значительно расширились целенаправленные работы по изучению глубинного строения прогиба геофизическими методами, бурением глубоких скважин и связанные с ними научные исследования. По мере получения новых данных по комплексу геофизических работ и по результатам бурения уточнялись и изменялись тектонические схемы строения Припятского прогиба, в той или иной мере влиявшие на проведение нефтепоисковых работ. Однако в силу слабой региональной изученности территории и практически полного отсутствия сведений о строении подсолевыхи межсолевых отложений большей части территории прогиба научные рекомендации были малообоснованными и зачастую противоречивыми.

Поисковые работы проводились на локальных структурах, выявленных по кровле верхней солевой толщи, структурный план которой не соответствовал межсолевому и подсолевому комплексам. Сосредоточение значительных объемов глубокого бурения практиковалось на площадях, где были получены прямые признаки нефтегазоносности в солевых отложениях, и кепроках соляных структур. Так, в 1953 г. был получен приток нефти в скв. № 2 Ельской площади (16,5 т/сут), а к 1963 г. на ней было пробурено 20 глубоких скважин. Несмотря на это, ни в одной из них притоков нефти получено не было: залежь оказалась небольших размеров. Аналогичная ситуация сложилась на Наровлянской площади, где в скв. № 1 из брекчии кепрока над солью было получено более 10 кг мальты (тяжелой сернистой окисленной нефти) и где к 1960 г. было пробурено 10 глубоких скважин, однако положительных результатов также получено не было. Поисковое бурение концентрировалось и на других площадях.

Отсутствие положительных результатов в Припятском прогибе, естественно, вызвало у геологов стремление разобраться в причинах неудач. По этим причинам в 1958--1963 гг. вопросы изучения перспектив нефтегазоносности и направлений поисково-разведочных работ неоднократно рассматривались различными комиссиями, а также обсуждались на широком совещании геологов по проблемам нефтегазоносности Припятского прогиба. Все они положительно высказались о перспективах нефтегазоносности Припятского прогиба и о необходимости продолжения геолого-поисковых работ.

К концу второго периода был получен значительный фактический материал, касавшийся литолого-фациальных, структурно-тектонических, гидрогеологических, геохимических критериев оценки перспектив нефтегазоносности осадочного чехла Припятского прогиба. Особенно важным было установление прямых признаков нефти в карбонатных породах северо-восточной части прогиба -- на Первомайской, Восточно-Первомайской и Речицкой площадях. Это позволило преодолеть устоявшееся мнение о том, что возможными резервуарами нефти и газа могут быть только коллекторы гранулярного типа (коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей), и особое внимание сконцентрировать на карбонатных породах -- известняках и доломитах. Все это привело к открытию в 1964 г. первого крупного месторождения нефти на Речицкой площади, что явилось основой создания нефтедобывающей промышленности Беларуси. [2]

Третий период (1965--1971) охватывает время открытия других относительно крупных по запасам месторождений нефти (Осташковичского, Давыдовского, Вишанского), находящихся в той же, что и Речицкое, зоне нефтенакопления.

В 1965 г. впервые была выполнена оценка прогнозных ресурсов, по которой извлекаемые ресурсы нефти составляли 700 млн. т, а к концу 1971 г. произведен более обоснованный пересчет, по которому ресурсы оценены в 400 млн. т. Результаты оценок легли в основу планирования геологоразведочных работ на нефть и газ в регионе и сосредоточения их в наиболее перспективных районах.

В 1967 г. коллективом геологов и геофизиков Управления геологии при Совете Министров БССР, Института геологических наук Министерства геологии СССР и Всесоюзного научно-исследовательского геологоразведочного нефтяного института была составлена новая тектоническая карта Припятского прогиба, а в 1968 г. была опубликована основанная на этой карте монография «Современная структура и история тектонического развития Припятской впадины». [3]

Рис. 1. Структуры 2 порядка: I — Северная зона ступеней; II — Внутренний грабен

Структуры 3 порядка:

1 — Речицко-Шатилковская;

2 — Червонослободско-Малодушинская;

3 — Заречинско-Великоборская; 4 — Шестовичско-Сколодинская; 5 — Наровлянско-Ельская тектонические ступени; 6 — Петриковско-Хобнинская зона осевых погруженных выступов и периклиналей; 7 — Старобинская; 8 — Туровская депрессии

Основные геологоразведочные работы проводились в пределах Речицко-Вишанской и Червонослободской зон поднятий и большое внимание уделялось параметрическому бурению в других структурно-тектонических условиях. Правильный выбор направлений работ позволил в 1965 г. первыми же скважинами открыть Осташковичское, а в 1967 г. -- Давыдовское и Вишанское месторождения нефти.

Четвертый период (1972--1984) занимает промежуток времени, в течение которого было открыто наибольшее число различных по запасам месторождений нефти, расположенных в различных зонах нефтенакопления. Выполнен большой объем научно-исследовательских работ по изучению геологического строения и нефтегазоносности палеозойских отложений Припятского прогиба, способствовавших вместе с работами предыдущего этапа открытию новых месторождений и залежей нефти.

В течение четвертого периода много внимания уделялось обоснованию направлений нефтепоисковых и региональных работ, особенностям формирования нефтяных месторождений и закономерностям их размещения.

Геологоразведочные работы, как и добыча нефти, получили наибольшее развитие в четвертом периоде, на который приходятся максимальные объемы бурения, достигшие в 1975 г. 240,5 тыс. м, и наибольшее число открытых залежей нефти, добыча которой в 1975 г. достигла максимума, составив 7 953 тыс. т.

Геологоразведочные работы на нефть охватили практически все перспективные зоны поднятий, характеризовавшиеся относительно высокой плотностью прогнозных ресурсов. Это выразилось в опоисковании ловушек в различных структурно-тектонических условиях (головные части ступеней, их склоны, опущенные крылья региональных разломов, новые зоны поднятий), что привело к открытию значительного количества новых залежей нефти. Всего в этот период открыто 36 месторождений нефти.

Наибольшие объемы геологоразведочных работ были выполнены в пределах Речицко-Вишанской зоны поднятий, где открыты Мармовичское (1972), Сосновское (1973), Борисовское (1981), Восточно-Дроздовское (1983), Западно-Сосновское (1984) месторождения. Залежи встречены в межсолевых и подсолевых карбонатных отложениях и приурочены к ловушкам, расположенным в головной части Речицко-Шатилковской ступени. Кроме того, на ее склоне были открыты Полесское (1977) и Хуторское (1979) месторождения, связанные с зонами замещения пород в отложениях верхней солевой толщи. В пределах Речицко-Вишанской зоны открыты Тишковское (1972), Западно-Тишковское (1976), Красносельское (1976), Днепровское (1977) и Ветхинское (1979) месторождения. [7]

Следующей по интенсивности проведения геологоразведочных работ была Малодушинско-Червонослободская зона, где были открыты Казанское и Октябрьское месторождения, а также подтверждена единичными скважинами ранее установленная нефтеносность межсолевых и верхних солевых отложений на Северо-Домановичской площади. В восточной части рассматриваемой зоны были открыты Золотухинское (1972), Барсуковское (1972), Надвинское (1972), Малодушинское (1977) и Летешинское (1984) месторождения. Два месторождения нефти в рассматриваемый период были открыты в Судовицко-Березинской зоне поднятий: Березинское (1975) и Судовицкое (1979). [7]

Наряду со ставшим традиционным направлением работ -- поисками нефти в головных частях тектонических ступеней, -- производилось изучение малоамплитудных объектов, расположенных на их склонах. Реализацией такого направления явились поиски залежей нефти в Оземлинской и Первомайской зонах структур. Здесь открыты месторождения нефти: в западной части -- Оземлинское и Южно-Оземлинское, в восточной -- Первомайское, Восточно-Первомайское и Озерщинское. Результаты нефтепоисковых работ на малоамплитудных объектах показали, что это направление поисков нефти менее перспективно, чем на крупноамплитудных структурах. Более успешными оказались геологоразведочные работы на нефть в Дубровской и Александровской зонах поднятий. Хотя указанные зоны также приурочены к склону Речицко-Шатилковской ступени, амплитуда разломов, экранирующих здесь ловушки, намного больше, чем в пределах Оземлинской и Первомайской зон. Здесь открыто 6 нефтяных месторождений: Александровское (1977), Борщевское (1978), Дубровское (1979), Южно-Александровское (1981), Западно-Александровское (1984), Елизаровское (1984).

Новым и успешным направлением работ стали поиски нефти в пределах опущенного крыла Речицко-Вишанского регионального разлома. В этой зоне было открыто и в основном разведано 3 месторождения: Южно-Сосновское (1976), Славаньское (1983), Южно-Осташковичское (1972). Впервые небольшая высокодебитная залежь нефти в подсолевых карбонатных отложениях открыта за пределами северного нефтегазоносного района -- на Комаровичской площади (Комаровичско-Савичская зона). [2]

В течение 1972--1984 гг. на территории южной части Припятского прогиба пробурено 17 параметрических скважин, позволивших получить важные геолого-геофизические данные. В 1984 г. геологами Всесоюзного научно-исследовательского геологоразведочного нефтяного института и Управления геологии составлена комплексная программа обработки геолого-геофизических материалов, включая и данные параметрического бурения, послужившая основой для проведения целенаправленных научных исследований в южной части Припятского прогиба.

Характерной особенностью пятого периода (с 1985 г.) является относительно высокая степень разведанности начальных потенциальных ресурсов нефти и вследствие этого более низкая эффективность геологоразведочных работ. В этот период выполнено значительное число теоретических и прикладных работ, которые позволили, нередко с новых позиций изучить строение и перспективы нефтеносности различных частей Припятского прогиба. Главнейшие из них посвящены изучению результатов геологоразведочных работ, перспектив нефтегазоносности и направлений поисков нефти и газа, в том числе в ловушках неантиклинального типа, тектоническому развитию и геодинамике Припятского палеорифта, геологическому строению и нефтеносности Беларуси и сопредельных территорий.

В пятом периоде уже дважды производилась переоценка прогнозных ресурсов: по состоянию на 01. 01. 1988 г. и 01. 01. 1993 г. Согласно этим переоценкам, извлекаемая часть суммарных начальных потенциальных ресурсов нефти в Припятской нефтеносной области составляла соответственно 362,2 млн. и 338,2 млн. т, а оставшиеся неразведанные извлекаемые ресурсы нефти -- 192 млн. и 167,5 млн. т. Существенное уменьшение начальных извлекаемых ресурсов (на 55 млн. т.) по подсчетам на 01. 01. 1988 г. и на 01. 01. 1993 г. вызвано в первую очередь снижением плотности прогнозных ресурсов в центральной и южной частях прогиба, обусловленным особенностями геологического развитая данной территории. [7]

Поисково-разведочное бурение на нефть и газ в пятом периоде осуществлялось, в основном, в пределах Северной зоны ступеней и в меньшей мере -- во Внутреннем грабене и Туровской депрессии. Кроме того, в различных частях Припятской области рифтогенеза производилось бурение параметрических скважин. В результате нефтепоисковых работ в пределах поднятого крыла Речицко-Вишанской зоны нефтегазонакопления в отложениях верхней солевой толщи установлена залежь нефти на Осташковичской площади (1989), а в 1996 г. в подсолевых терригенных (девонских и верхнепротерозойских) и карбонатных отложениях открыты новые залежи на Тишковском месторождении (Рассветовский блок). Также в этой зоне выявлены Пожихарское (1988) и Новососновское (1993) месторождения.

На опущенном крыле Речицко-Вишанской зоны поднятий открыто Южно-Тишковское месторождение (1986), Чкаловское (1989), Южно-Вишанское (1990), Новодавыдовское (1995), Новодроздовское и Западно-Славаньское (1998) месторождения. В северной прибортовой зоне открыты Отрубовское (1992) и Восточно-Березинское (1993) месторождения. В пределах Оземлинской и Первомайской зон нефтенакопления, характеризующихся наличием малоамплитудных объектов, положительных результатов получено не было, за исключением выявления в 1988 г. небольшой залежи нефти в воронежских отложениях на Восточно-Первомайской площади. [2]

В Малодушинской и Червонослободской зонах поднятий было открыто 10 промышленных скоплений нефти: Западно-Малодушинское (1989), Северо-Новинское (1990), Старомалодушинское (1992), Северо-Малодушинское (1992) и Ведричское (1993), Северо-Домановичское (1985), Северо-Притокское (1986) и Северо-Чистолужское месторождения. В опущенной части Малодушинской зоны поднятий, в отложениях верхней солевой толщи, открыто небольшое Кербецкое месторождение нефти (1987). [2]

2. 2 История поисков и разведки бурых углей

Угленосные формации на территории Беларуси связаны с континентальными отложениями неогена, палеогена, средней юры и карбона. Наиболее перспективными для промышленного освоения по горнотехническим условиям, степени разведанности и величине запасов являются залежи бурых углей неогена, обнаруженные в западной части Гомельской области.

Геологоразведочные работы по выявлению промышленных залежей углей в Беларуси, начатые в 1952 г., были направлены на поиски углей в палеогеновых, неогеновых и каменноугольных отложениях и достаточно интенсивно проводились до 1958 г. Однако промышленных залежей углей выявлено не было и поисковые работы были приостановлены. Вновь они возобновились лишь в конце 1965 г. на основании накопившихся новых геологических данных и научных разработок. Одновременно развернулись поисковые работы на угли кайнозоя, юры и карбона. После анализа полученных результатов в 1968 г. прекращаются работы по разработке углей карбона, а в 1972 г. -- и юры. Дальнейшее развитие получают только работы на угли кайнозоя в связи с открытием в 1969 г. Житковичского месторождения бурых углей. Затем были открыты и разведаны еще 2 месторождения -- Бриневское и Тонежское -- и выявлен целый ряд углепроявлений. [3]

Для изучения угленосности палеогена и неогена пробурено около 13 тыс. скважин, плотность опоискованности наиболее перспективной территории (Брестской впадины, Полесской седловины и наиболее перспективных участков Припятского прогиба) высокая: она составляет 1,1 --1,2 скв. /км2 и практически не позволяет пропустить промышленно значимые угольные залежи. В настоящее время выполняются геологоразведочные работы по доизучению ранее выявленных углепроявлений и месторождений кайнозоя.

Интерес к юрским углям несколько возобновился после вскрытия трех пластов угля в поисковой скважине на калийные соли (1976 г.) в окрестностях д. Букчи, особенно после выявления Кировским производственным геологическим объединением (Киев) крупной Букчанской мульды, расположенной в юго-западной части Припятского прогиба и выполненной юрскими угленосными отложениями. На этой территории в 1982--1997 гг. Белорусской геологоразведочной экспедицией проводились поисковые работы, которые подтвердили угленосность юрских отложений. Вместе с тем установлено, что наиболее значимые углепроявления (Букчанское и Приболовичское) состоят, соответственно, из 11 и 10 маломощных угольных залежей и линз. Угольные пласты мощностью 2-- 7 м составляют только 10,7% от общего количества пластопересечений, не выдержаны по мощности, расщепляются и выклиниваются. Все изученные залежи оказались небольшими по размерам. Прогнозные ресурсы пяти наиболее крупных залежей оценены в 32 737 тыс. т при средневзвешенной зольности на сухое вещество 31,3%. Такие залежи были оценены как не имеющие промышленного значения, и дальнейшие работы на юрские угли вновь прекратились. При проведении в 1981--1989 гг. буровых работ Кировским ПГО в западной части Припятского прогиба установлено Лельчицкое углепроявление, связанное с визейскими отложениями нижнего карбона. Мощность угольных пластов (в количестве от одного до семи) изменяется от 0,5 до 10,4 м. Угли вскрыты в 48 скважинах. Прогнозные ресурсы по углепроявлению оцениваются в 250 млн. т. Это наиболее перспективная, но недостаточно изученная площадь для поисков углей в каменноугольных отложениях Беларуси. [2]

Поисковые работы на уголь в Беларуси, периодически проводившиеся на протяжении весьма длительного срока, обусловлены острой потребностью страны в твердом топливе как для промышленности, так и для бытовых нужд. Первоочередной задачей в настоящее время является подготовка промышленных запасов угля в отложениях неогена для разработки их открытым способом, а также их достоверная, с учетом всех возможных факторов, геолого-экономическая оценка.

2. 3 История поисков и разведки горючих сланцев

Выявление горючих сланцев на территории Беларуси (в Припятском прогибе) относится к началу 1960-х гг., когда при поисково-разведочных работах на другие виды полезных ископаемых в надсолевых верхнедевонских отложениях (полесский горизонт) были обнаружены пачки мергелей с сапропелевым материалом, качественная характеристика которых позволила отнести их к горючим сланцам (Марков, 1965; Ажгиревич, Кочкалда, Палер, 1967; Котлуков, 1968). С 1965 г. Белорусской геологоразведочной экспедицией проводятся целенаправленные поисково-разведочные работы на различных площадях, в результате которых установлено наличие Припятского сланценосного бассейна и выявлено 2 месторождения сланцев с наилучшими качественными показателями: Любанское (в северо-западной части Припятского прогиба) и Туровское (в юго-западной). [2]

В открытии и изучении Припятского сланценосного бассейна принимали участие Н. Н. Кочкалда, И. А. Яременко, Ю. И. Горький, В. С. Марков, и другие. С 1965 г. в БелНИГРИ, а с 1977 г. и в Институте геологических наук НАН Беларуси изучаются вещественный состав сланценосных отложений и горючих сланцев, условия их формирования и закономерности размещения и проводится оценка перспектив различных зон сланценакопления (Ажгиревич, 1982, 1986, 1989, 1996; Ажгиревич, Палер, Савченко, 1970: Ажгиревич, Горький, Кочкалда, Палер, 1975), изучается проблема комплексного использования горючих сланцев (Лиштван, Мартинович, Фалюшин и др. 1992; Хомич, 1984).

2.4 История поисков и разведки торфа

Среди минеральных ресурсов органогенного происхождения в Беларуси широко распространен торф -- осадочная горная порода, образующаяся в результате отмирания и неполного распада болотных растений в условиях повышенного увлажнения при недостатке кислорода. В Беларуси условно принято, что содержание минеральных компонентов в торфе не должно превышать 50% в расчете на сухую массу, хотя в других государствах этот условный показатель варьирует от 25 до 75%.

Изучение торфяных месторождений Беларуси начато еще в 70-х гг. XIX в., однако до 1928 г. исследования в основном носили геоботанический и ботанико-географический характер. В последующем, с организацией отдела торфа в Институте промышленности БССР, а затем Института торфа АН БССР (1932 г.), больше внимания стало уделяться изучению торфяных месторождений, их генезису и качественным особенностям торфяного сырья, его использованию в сельском хозяйстве. В 1896 г. началась промышленная добыча торфа как энергетического сырья для кирпичных заводов, а затем и как бытового топлива. К 1940 г. на топливо в год добывалось уже 3,4 млн т торфа. [2]

Данные геологических исследований показывают, что на территории Беларуси процессы болотообразования и торфонакопления имели место во всех межледниковьях антропогена. Следовательно, они закономерны и имеют тесную связь с геологическими условиями эволюции территории нашей страны. Всего в Беларуси имеется 9 192 торфяных месторождения с первоначальными геологическими запасами торфа 5,7 млрд. т 40%-й условной влажности.

ГЛАВА 3. МЕСТОРОЖДЕНИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ

3.1 Месторождения нефти

Добыча нефти в Беларуси ведется нефтегазодобывающим управлением «Речицанефть» (НГДУ «Речицанефть»).

В настоящее время в разработке — 59 месторождений (52 из них находятся на балансе РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», 7 — на балансе «Белгеология»), из которых наиболее крупные уже вступили в заключительную стадию и имеют высокую обводненность продукции. Эксплуатационный фонд к началу 2010 г. составил 698 скважины, из них фонтанных — 61, эксплуатирующихся механизированным способом — 637. [10]

Речицкое месторождение расположено южнее г. Речицы, в восточной части Речицкого выступа северной зоны тектонических ступеней. Обильные притоки нефти, полученные в скважинах, позволили уже в 1965 г. включить месторождение в пробную эксплуатацию. В первый же год в нефтепровод «Дружба» поступило около 40 тыс. т белорусской нефти. В 1965--1967 гг. разведочные работы интенсивно продолжались. Пробуренными скважинами месторождение в основном было оконтурено. Залежи нефти прослежены на протяжении около 17 км. В 1966 г. на месторождении добыто более 200 тыс. т нефти. В 1967 г. в эксплуатации находилось уже 25 скважин, из которых было получено около 1 млн. т нефти.

Нефтегазоносные залежи Речицкого месторождения сформировались под пластами каменной соли Речицкой соляной структуры. Это структурное поднятие каменной соли геофизическими исследованиями было выявлено еще в 1949 г. Геологическое строение соляной структуры сложное. Кристаллический фундамент в ее пределах лежит на глубине 2760--3360 м. Продольным сбросом он разорван со смещением южной части под крутым углом (30--40°) в сторону Копаткевичской депрессии (ступени) на значительную глубину. [2]

Строение девонских отложений, в которых главное место принадлежит двум соленосным толщам, во многом повторяет тектонический план докембрия. Южное крыло Речицкой структуры вдоль разрывного нарушения также глубоко погружено вместе с кристаллическим фундаментом. В связи с этим оно совершенно не изучено. Подсолевые и межсолевые отложения северного крыла лежат почти моноклинально на поверхности фундамента, постепенно погружающегося в сторону Шатилковской депрессии на глубину до 4500 м. Разрывное нарушение с амплитудой до 200 м, секущее основной разлом в северо-восточном направлении, установлено также в юго-восточной части структуры. По кровле верхней соленосной толщи Речицкая структура представляет собой асимметричную брахиантиклинальную складку, вытянутую в субширотном направлении на протяжении свыше 17 км. Ширина ее от 2,5 до 4-- 5 км. Амплитуда поднятия около 1200 м. В над-солевых и выше залегающих отложениях она постепенно выполаживается.

Рис. 3.1 Речицкое месторождение. Геологический разрез

Условные обозначения к рис. 3.1., 3.2., 3.3., 3.4.: 1 — стратиграфические границы; 2 — дизъюнктивные нарушения; 3 — зона срезания (прорыва) межсолевых отложений; 4 — залежи нефти; 5 — предполагаемые залежи; 6 — соль; 7 — породы кристаллического фундамента; 8 — скважина и её забой; 9 — возраст отложений

Речицкое месторождение мпогопластовое. Три нефтегазоносных горизонта заключены в подсолевых и одно -- в межсолевых отложениях. В подсолевых отложениях горизонты приурочены к пярнуско-наровскому, семилукско-петинскому (бурегскому), воронежскому горизонтам; в межсолевых -- к задонскому горизонту. [7] Первым на Речицкой структуре в 1963 г. был открыт самый нижний пярнуско-наровский нефтеносный горизонт. Залежи нефти в нем небольшие и не имеют промышленного значения. Главным продуктивным горизонтом является семилукско-петинский. В нем на глубине 2730-- 3212 м выделен один пласт. Пластовая залежь нефти разведана на протяжении 15,7 км при ширине в среднем 3,25 км и мощности 17,4 м. Нефть содержится в породах-коллекторах в кавернозно-трещиноватых доломитах и органогенных известняках. Эксплуатация залежи началась в апреле 1965 г. Нефть метановая, малосернистая, парафинистая. Газ жирный, с высоким содержанием этан-пропан-бутана. В воронежском нефтегазоносном горизонте выделены две залежи. Первая разведана на 16,5 км в длину при ширине в среднем 4 км и мощности 10,6 м; вторая -- в длину на 15 км при ширине 3 км и мощности 10 м. Залежи эксплуатируются, но скважины в большинстве своем малодебитные. Нефть такого же состава, как в семилукско-петинском горизонте. Задонский горизонт лежит на глубине 1913--2265 м. В нем выделено пять пластовых залежей длиной от 11,25 до 13 км при ширине 2,5--3,25 км и мощности 11--29 м. Нефтегазоносные залежи горизонта образуют второй по значению продуктивный горизонт месторождения. Породами-коллекторами являются кавернозно-трещиноватые органогенные известняки и порово-кавернозно-трещиноватые доломиты. Нефть и газ такого же состава, как и в главном продуктивном горизонте. В целом по месторождению нефть относится к высококачественным сортам, она легкая и малосернистая, со значительным выходом бензиново-керосиновой фракции. [7]

Осташковичское месторождение находится в 15 км южнее г. Светлогорска и в 20 км северо-западнее Речицкого месторождения на территории Светлогорского, Калинковичского и Речицкого районов. Осташковичская соляная структура геофизическими работами выявлена в 1959 г. В 1963 г. на ней заложена первая параметрическая скважина, а в 1965 г. из задонских отложенийполучен промышленный приток нефти. [5]

Рис. 3.2 Осташковичское месторождение. Геологический профиль. Условные обозначения см. на рис. 3. 1

Осташковичская структура расположена на Речицко-Вишанском валообразном поднятии. Подобно Речицкой структуре она протягивается вдоль северного приподнятого блока, отделенного от южного глубоко опущенного блока региональным глубинным разломом. Поверхность фундамента в пределах структуры лежит на глубине 3500--4000 м и постепенно погружается в сторону Шатилковской ступени. По подсолевым отложениям Осташковичская структура представляет брахиантиклинальную складку с амплитудой 450 м, вытянутую в субширотном направлении на протяжении около 15 км, шириной 4,5--5 км. По поверхности верхней соленосной толщи структура имеет форму двухкупольной брахиантиклинали с крутым южным (до 25°) и пологим (до 10°) северным крыльями. Длина складки 9,5 км, ширина 2,5--3,6 км. [2]

На Осташковичском месторождении в подсолевых отложениях залегают семилукско-петинский и воронежский, в межсолевых -- задонский нефтегазоносные горизонты. Нефтегазоносные залежи семилукско-петинского горизонта разведаны на глубине 3200--3378 м и на протяжении свыше 14 км. Высота нефтенасыщенности пластов 150-- 220 м. Породами-коллекторами являются порово-трещиновато-кавернозные доломиты и известняки. [7] Воронежский нефтегазоносный горизонт залегает на глубине 3274--3308 м, а задонский -- 2500--2605 м. На обоих горизонтах залежи имеют пластовый характер с карбонатными коллекторами. На месторождении эксплуатируются все три нефтегазоносных горизонта. Газ частично утилизируется и используется в местной промышленности и быту.

Рис. 3.3 Давыдовское месторождение. Геологический профиль. Условные обозначения см. на рис. 3. 1

Давыдовское месторождение расположено между Осташковичским и Вишанским месторождениями. В геологическом строении соляных структур этих месторождений много общего. Промышленные залежи нефти Давыдовского месторождения связаны с задонским горизонтом, вскрытым на глубине 2595--2677 м. Залежи нефтеносного горизонта относятся к массивному сводовому типу. В 1971 г. началась их эксплуатация. На Давыдовском месторождении в отличие от других месторождений промышленная нефть открыта и в елецком горизонте в верхней части межсолевой толщи. Породами-коллекторами залежи служат трещиновато-поровые доломиты и ангидриты. Такие сульфатно-карбонатные коллекторы встречены только на Давыдовском месторождении. Елецкая залежь разведана на протяжении 6 км; ширина ее около 1 км, нефтенасыщенная мощность составляет в среднем 13,6 м. Нефтеносными на месторождении являются семилукско-петинский и воронежский горизонты подсолевых отложений, но залежей с промышленными запасами нефти в них не обнаружено. [5]

Вишанское месторождение находится в 30 км юго-западнее г. Светлогорска на территории Светлогорского, Октябрьского и Калинковичского районов.

Первая скважина на структуре была пробурена в 1962--1964 гг. на глубину 3823 м.

В 1967 г. в скважине Р2 из подсолевых отложений получен промышленный приток нефти. В 1970 г. началась пробная эксплуатация нескольких скважин месторождения.

Вишанская соляная структура расположена в западной части Речицко-Вишанского вала. Она вытянута на протяжении 32 км. Ширина около 5 км, высота от 300 до 600 м. По подсолевым отложениям Вишанская структура региональным сбросом разделена на пологое приподнятое северное и крутое опущенное южное крылья.

Амплитуда сброса в среднем близка к 800 м. По поверхности верхней соленосной толщи структурный план в целом повторяется. [2]

Промышленные залежи нефти заключены в двух горизонтах подсолевых отложений. Семилукско-петинский горизонт на глубине 2900--2945 м прослежен на протяжении 31 км. Пластовая залежь нефти имеет мощность около 30 м, ширина ее 2,7 км. Воронежский горизонт отделяется от семилукско-петинского глинистой породой мощностью 5--6 м. Пластовая залежь нефти вскрыта теми же скважинами. Мощность ее в среднем 15 м, ширина около 3 км.

3.2 Месторождения углей

Три месторождения бурых углей (Житковичское, Бриневское и Тонежское) с геологическими запасами около 150 млн. т. разведаны в Гомельской области. К промышленному освоению подготовлены Бриневское месторождение (30 млн. т.) и две залежи на Житковичском месторождении: Северная (23,5 млн. т.) и Найдинская (23,1 млн. т.).

Житковичское месторождение расположено в Житковичском районе Гомельской области в непосредственной близости от юго-восточной окраины Житковичей. Месторождение образуют 4 сближенные угольные залежи: Северная, Южная, Кольненская и Найдинская, расположенные друг за другом в субмеридиональном направлении. Минимальное расстояние от Житковичей до самой дальней Найдинской залежи составляет 11 км. Месторождение находится на западе Припятского прогиба в зоне сочленения северо-восточного борта Туровской депрессии с южной частью Микашевичско-Житковичского выступа. Северная часть месторождения расположена в пределах второй надпойменной террасы р. Припяти, а южная (Найдинская залежь) -- в пойме р. Скрипицы, и большая ее часть весной покрывается паводковыми водами. Изменения мощностей угольных пластов связаны с внутриформационными сингенетичными размывами и литологическими замещениями. [2]

Рис. 3.5 Житковичское месторождение. Геолого-литологический разрез

Условные обозначения к рис. 3. 5, 3. 6, 3. 7:

1 — уголь; 2 — уголь песчанистый; 3 — уголь глинистый; 4 — глина (5 — углистая; 6 — алевритистая; 7 — песчанистая); 8 — алевролит; 9 — алевролит глинистый; 10 — алевролит песчанистый; 11 — песок (12 — глауконитово-кварцевый, слюдистый; 13 — углистый; 14 — гумусированный; 15 — глинистый; 16 — глауконитово-кварцевый, глинистый); 17 — супесь моренная; 18 — силициты сапропелевидные, участками углистые; 19 — номер углистого.

Для промышленного освоения подготовлены 2 залежи -- Найдинская и Северная -- с общими запасами 46,7 млн. т по категориям А+В+С1. На базе этих запасов возможно проектирование и строительство двух разрезов суммарной производственной мощностью 2,2 млн. т/год. Бурые угли Житковичского месторождения сложены двумя морфологическими разностями: плотными и рыхлыми. Преобладают плотные. Их основная масса представлена сильно измененным, бесструктурным гелифицированным органическим веществом с примесью лигнитизированных и фюзенизированных растительных остатков. Рыхлые разности обычно сложены мелкими обрывками гелифицированной древесины с незначительным содержанием основной массы аттритового облика. [2] В настоящее время наиболее полно изучены качественные показатели углей Найдинской залежи, которая имеет реальные перспективы на первоочередное промышленное освоение. Поэтому характеристика качества колеблется от 8,4 до 38,6%. Заметных тенденций в распределении зольности в пределах промышленного контура залежи не наблюдается. Отмечено лишь увеличение зольности вблизи участков внутриформационных размывов основного пласта, а также вблизи породных прослоев. Принятое среднее значение зольности товарных углей Найдинской залежи равно 16,7%. При разработке ожидается увеличение зольности рядовых товарных углей на 2−3%. Горногеологические условия месторождения сложные. Средняя мощность вскрышных пород составляет 21 м. Они представлены в основном четвертичными и частично неогеновыми песками, супесями, суглинками и глинами. Подстилается угольная залежь кварцевыми углистыми песками. Все вмещающие породы обводнены. Для осушения разреза по контуру залежей необходимо пробурить водопонижающие скважины или построить гидрозащитную завесу методом «стена в грунте». Бриневское месторождение расположено в Петриковском районе Гомельской области в 25 км северо-западнее Петрикова, вблизи д. Бринев и в 20 км восточнее Житковичского месторождения. Месторождение приурочено к юго-восточному склону Бриневского локального поднятия, которое выделяется в структурных планах поверхности как подсолевого комплекса, так и донеогеновых отложений. В плане угольная залежь совпадает с зоной глубинного разлома, однако тектонических нарушений в пределах месторождения не установлено. Промышленное значение имеет основной угольный пласт. В нулевом контуре мощности основной пласт имеет длину 7 250 м, а его ширина изменяется от 1 300 до 775 м. Всего в пределах месторождения выявлено 3 угольных пласта.

Рис. 3.6. Бриневское месторождение. Геолого-литологический разрез. Условные обозначения см. на рис. 3. 5

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой