Характеристика землетрясений

1)Характеристика  землетрясений

Землетрясения представляют собой подземные колебания  и толчки земной поверхности, возникающие  в результате внезапных смещений и разрывов в земных недрах.

Землетрясения относятся к числу наиболее опасных  сейсмических процессов и по своим  разрушительным последствиям не имеют  себе равных среди стихийных бедствий. Внезапность и огромная разрушительная сила землетрясений часто приводят к большому числу человеческих жертв  и уничтожению огромных материальных ценностей.

Вся поверхность  земного шара делится на несколько  огромных частей земной коры, которые  называются тектоническими литосферными плитами - североамериканская, евроазиатская, африканская, южно-американская, тихоокеанская и атлантическая. Районы, расположенные вблизи границ тектонических литосферных плит в наибольшей степени подвержены землетрясениям.

В результате медленных течений горячего пластичного  вещества в недрах, тектонические  литосферные плиты находятся в постоянном движении - раздвигаются, сдвигаются или скользят одна относительно другой. Такие перемещения плит составляют несколько сантиметров в год.

В результате процесса движения плиты сталкиваются друг с другом. В зонах столкновения происходят изменения поверхности  Земли – образуются складки, трещины  и т. д., происходят землетрясения.

Для измерения  силы землетрясения используются две  шкалы: одна для измерения интенсивности, другая для измерения магнитуды.

Интенсивность землетрясения (сейсмических колебаний  грунта) – это степень сотрясения грунта на поверхности Земли, ощущаемого в различных точках зоны воздействия  землетрясения. Величина интенсивности  определяется на основании оценки фактических  разрушений, воздействия на объекты, здания и почву, последствий для  людей.

Интенсивность сейсмических колебаний грунта на поверхности  Земли измеряется в баллах. В России используется 12-бальная шкала интенсивности  Медведева-Шпонхойера-Карника (MSK-64). Согласно этой шкале принята следующая градация интенсивности землетрясений:

1-3 балла  – слабые колебания (к разрушениям  не приводят);

4-5 балла  – ощутимые колебания (ощущаются  населением и приводят к появлению  отдельных трещин в постройках);

6-7 баллов  – сильные колебания (приводят  к разрушениям, как правило,  ветхих построек);

8 баллов  – разрушительные колебания (частично  разрушаются прочные здания, падают  фабричные трубы);

9 баллов  – опустошительные колебания  (разрушается большинство зданий);

10 баллов  – уничтожающие колебания (разрушаются  мосты, возникают оползни, обвалы);

11 баллов  – катастрофические колебания  (разрушаются все сооружения, изменяется  ландшафт);

12 баллов  – губительные колебания (вызывают  изменения рельефа местности  на обширной территории).

Магнитуда землетрясения (М) – это величина пропорциональная энергии, выделяемой в очаге землетрясения. Она определяется с помощью прибора, называемого  сейсмографом.

Показания прибора (амплитуда и период сейсмических волн) указывают на количество энергии  упругой деформации, выделяемой в  процессе землетрясения, которая может  составлять до сотен тысяч миллионов  КВт/час (1020).

Шкала амплитуд была разработана американским сейсмологом Чарльзом Френсисом  Рихтером (1900-1985) в 1935 году. Рихтер для  характеристики энергии землетрясения  в качестве эталона (точки отсчёта) предложил принять такую энергию, при которой на расстоянии 100 км от эпицентра стрелка сейсмографа  стандартного типа отклоняется на 1 мкм, т. е. энергия землетрясения определяется как десятичный логарифм отношения амплитуды сейсмических волн замеренных на каком-либо расстоянии от эпицентра, к эталону. 

 

2)Нефть  – источник загрязнения  природной среды.

Для разработки природоохранных мероприятий, исключающих  негативное влияние процессов строительства  скважин на объекты природной  среды, необходимо знание источников загрязнения  окружающей среды. Подисточником загрязнения понимаются технологические процессы, воздействующие на природную среду при строительстве скважин.

Источником геомеханическихнарушений являются следующие технологические процессы:

? Снятие  и складирование плодородного  слоя земли при подготовке  территории буровой;

? Устройство  насыпной площадки под буровую  (при кустовом строительстве скважин);

? Устройство  шламовых амбаров (ША) (земляных  котлованов) – для сбора и хранения  отходов бурения;

? Сооружение  технологических площадок под  оборудование буровой;

? Засыпка  ША при их ликвидации;

? Рекультивация  территории буровой;

? Строительство  дорог;

? Вырубка,  корчевание леса.

Гидрогеологические нарушения связаны с процессом бурения и выражаются в поступлении в водоносные горизонты загрязнителей (поглощение буровых растворов) или водопроявлениях, что приводит к изменению гидрогеологического режима естественного функционирования водоносного комплекса.

Процесс бурения сопровождается: 1) применением  материалов и химических реагентов  различной степени опасности; 2) значительными  объемами водопотребления и 3) образованием отходов, опасных для флоры и  фауны: представленных буровыми сточными водами (БСВ), отработанным буровым  раствором (ОБР) и буровым шламом (БШ).

Объектами загрязнения при бурении скважин является геологическая среда и гидро- и литосферы (открытые водоемы, почвенно-растительный покров). Они загрязняются из-за несовершенства технологических процессов, из-за попадания в них материалов, хим. реагентов, нефтепродуктов и отходов бурения.

Источники загрязнения при бурении скважин условно можно разделить на ПОСТОЯННЫЕ и ВРЕМЕННЫЕ. К первым относятся фильтрация и утечки жидких отходов бурения из ША. Ко вторым – нарушение герметичности зацементированного заколонного пространства, приводящее к заколонным проявлениям и межпластовым перетокам; поглощение бурового раствора при бурении; выбросы пластового флюида на дневную поверхность; затопление территории буровой паводковыми водами или при таянии снегов и разлив при этом содержимого ША.

Общим для второй группы является то, что  источники загрязнения носят  вероятностный характер, а их последствия  трудно предсказуемы.

Наибольшую  опасность для объектов природной  среды представляют производственно-технологические  отходы бурения.

Соотношение отходов бурения каждого вида БСВ:ОБР:БШ определяется используемой технологией бурения.

Наибольший  объем среди отходов бурения  составляют буровые сточные воды, т.к. строительство скважин сопровождается потреблением значительных объемов  воды:

 

 

3) Характеристика Северо -Кавказской нефтегазоносной области

СЕВЕРО-КАВКАЗСКО-МАНГЫШЛАКСКАЯ  НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ —  расположена в пределах Крымской и Ростовской областей, Краснодарского и Ставропольского краёв РСФСР, Калмыцкой ACCP, Кабардино-Балкарской ACCP, Северо-Осетинской ACCP, Чечено-Ингушской ACCP, Дагестанской ACCP и Каракалпакской ACCP, Мангышлакской области Казахской CCP (карта). Площадь свыше 530 тысяч км². Первые продуктивные нефтяные скважины в западной части Северного Кавказа пробурены в 1864. Первый фонтан нефти в восточной части Северного Кавказа был получен в 1893 ( Старогрозненское месторождение). В начале 60-х гг. 20 в. открыто первое нефтяное месторождение на Южном Мангышлаке и газовое на Южном Устюрте.

К 1985 в провинции  открыто 281 месторождение, в т.ч. 121 нефтяное, 53 газовых, 42 газоконденсатных, 38 газонефтяных и нефтегазовых и 27 нефтегазоконденсатных. В разработке находятся 216 месторождений. Наиболее известные: Октябрьское, Джанкойское, Морское, Ленинградское, Березанское, Анастасиевско-Троицкое, Майкопское, Северный-Ставропольско-Пелагиадинское, Мирненское, Величаевско-Колодезное, Малгобек-Горское, Старогрозненское, Октябрьское, Жетыбайское, Узеньское, Тенгинское, Шахпахтинское. Географически провинция занимает частично Причерноморскую и Прикаспийскую низменности, Ставропольскую возвышенность, Кумо-Манычскую впадину, Мангышлакское и Устюртское плато. Западная часть провинции находится в степной зоне, в предгорьях — леса, восточная — в зоне полупустынь и пустынь.

Основные реки: Кубань, Лабо, Белая, Кума, Терек, Сулак. Основные пути сообщения — сеть автомобильных и железных дорог (для равнинной части Предкавказья), в предгорной части слабо развитая транспортная сеть, на Устюрте и Мангышлаке ограниченная железнодорожная сеть: Гурьев — Макат — Кульсары — Бейнеу — Шевченко и Форт Шевченко на Каспийском море. Транспорт нефти и газа — по местным и магистральным нефтегазопроводам. Переработка нефти — главным образом на нефтеперерабатывающих заводах Грозного, Гурьева и Куйбышева. Основные центры добычи и разведки: Краснодар, Ставрополь, Грозный, Махачкала, Шевченко, Новый Узень.  
 
В тектоническом отношении Северо-Кавказско-Мангышлакская нефтегазоносная провинция приурочена к Скифской плите, Южно-Мангышлакско-Устюртской системе прогибов Туранской плиты и краевым прогибам Большого Кавказа (Индоло-Кубанский и Терско-Каспийский). Фундамент гетерогенный: на большей части (Скифская плита) герцинский, в краевых прогибах — байкальский, в прогибах Туранской плиты — палеозойский. Глубина залегания фундамента на сводах Скифской плиты до 3 км, во впадинах и прогибах до 6-8 км, в краевых прогибах до 12 км, в Южно-Мангышлакско-Устюртской системе прогибов до 9 км. Мощность осадочного чехлапермо-триас-неогенового возраста до 12 км (Терско-Каспийский прогиб). Осадочный разрез представлен континентальными, прибрежно-морскими и морскими терригенными и карбонатными отложениями.  
 
Выделяют 6 нефтегазоносных комплексов: пермо-триасовый (мощностью до 3 км) продуктивен в восточном Предкавказье и южном Мангышлаке (в основном нижняя карбонатно-глинистая часть); юрский комплекс — в западном и восточном Предкавказье и в Южно-Мангышлакско-Устюртской системе прогибов (в терригенной нижней и средней юре до 7 продуктивных горизонтов с залежами нефти и газоконденсата), нижнемеловой комплекс развит на Северном Кавказе повсеместно, представлен песчано-глинистыми отложениями (мощность до 2 км) с прослоями карбонатов в неокоме; карбонатный верхнемеловой комплекс нефтеносен главным образом в Терско-Каспийском прогибе и в Прикумской зоне поднятий, мощность до 1,5 км; нижний подкомплекс (палеоцен-эоцен) палеогенового комплекса в западном и центральном Предкавказье сложен песчано-глинистыми породами, в восточном Предкавказье — карбонатами, верхний (майкопский) — повсеместно глинистый с прослоями песчаников и алевролитов; неогеновый песчано-глинистый (чокракский, караганский горизонты) нефтегазоносен главным образом в краевых прогибах Северного Кавказа. К платформенным склонам приурочены в основном залежи газа и газоконденсата, к краевым прогибам — залежи нефти, иногда с газовыми шапкамии нефтяными оторочками. Большая часть залежей, приуроченных к платформенной части Северного Кавказа, пластово-сводового типа, реже с литологическим, в меньшей степени стратиграфическим и тектоническим экранированием. В краевых прогибах залежи пластово-сводовые (в основном с тектоническим экранированием), массивные и смешанного типа, многопластовые.  
 
Нефти Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинция малосернистые, парафинистые и высокопарафинистые с большими вариациями плотности и смолистости. В кайнозойских отложениях плотность нефти до 931 кг/м³, содержание бензиновых фракций до 31%; в мезозойских отложениях 811-880 кг/м³. Состав нефтей нафтеново-метановый. Состав газов газовых и газоконденсатных месторождений (%): CH₄ 72-99, N₂ 0-5, CО₂ до 6, H₂S 0-1,8. Большинство месторождений находится на последней стадии разработки. Добыча ведётся с поддержанием давления насосным и компрессорным способами.

 

4)Промышленная  оценка открытых  месторождений нефти  и газа.

Непрерывный процесс  изучения земных недр с целью выявления  месторождений нефти и газа и  их подготовки к промышленному освоению условно делится на ряд этапов и стадий. Этапы и стадии различаются  по масштабу и характеру объекта  изучения, по задачам и видам работ  и ожидаемым результатам. Основные цели такой дифференциации - определение рациональной последовательности решения задач различного уровня, оценка эффективности и качества работ на каждой промежуточной стадии и планирование последующих работ.

Суть стадийности  геолого-разведочных работ состоит в том, что начало каждой стадии находится в зависимости от результатов предыдущей стадии. Многолетний опыт показывает, что проводимые в определенной последовательности геолого-разведочные работы позволяют своевременно и с наименьшими затратами выявить перспективные объекты, оценить их значимость и подготовить их к промышленному освоению.

Схема последовательного  ведения геологоразведочных работ, впервые предложенная в 1935 г. В.М. Крейтером, отражала сложившуюся к тому времени практику этих работ. В дальнейшем данная схема геолого-разведочных работ с последующей детализацией и уточнениями послужила основой для разработки схем поисково-разведочных работ на конкретные типы полезных ископаемых. Следует отметить, что во многих странах (США, Франция, Канада и др.) используются (хотя официально и не утверждены) схемы стадийности, в основных чертах совпадающие со схемой В.Х. Крейтера.

Применительно к нефтяным месторождениям схема  стадийности геолого-разведочных работ впервые принята бывшим Министерством геологии СССР в 1965 г. Эта схема получила развитие в последующих "Положениях об этапах и стадиях геолого-разведочных работ".

В связи с  принятием Закона "О недрах", "Положения о порядке лицензирования пользования недрами" и ряда других документов, регламентирующих проведение геолого-разведочных работ, были пересмотрены действующие "Положения об этапах и стадиях геолого-разведочных работ".Выделяют три этапа - региональный, поисково-оценочный и разведочно-эксплуатационный.

Цели, задачи и  методы работ на различных этапах и стадиях поисков и разведки отражены в предлагаемой принципиальной схеме стадийности поисково-разведочных  работ на нефть и газ .

Цель регионального этапа - изучение основных закономерностей геологического строения слабоисследованных осадочных бассейнов и их участков, а также отдельных литолого-стратиграфических комплексов, оценка перспектив их нефтегазоносности и определение первоочередных районов и литолого-стратиграфических комплексов для постановки поисковых работ на нефть и газ.