Основные положения тектоники литосферных плит

1) Разделение верхней части твердой Земли на две оболочки, отличающиеся по реологическим свойствам (вязкости), — жесткую и хрупкую литосферу и более пластичную и подвижную астеносферу. Выделение этих двух оболочек производится по сейсмологическим (скорость сейсмических волн, степень их затухания) или магнитотеллурическим (степень сопротивления естественным электрическим токам) данным, но граница литосферы и астеносферы по этим двум категориям данных может не совпадать.

2) Литосфера естественно подразделена на ограниченное число плит - 7 крупных

1) Северо-Американская

2) Евразийская

3) Тихоокеанская

4) Африканская

5) Южно-Американская

6) Австралийская

7) Индокитайская

и 7 малых (рис. на стр. 44-45 Хаин, Ломизе, 2005) –

· Хуанг-де-Фука,

· Кокос,

· Карибская,

· Аравийская,

· Китайская,

· Охотская,

· Филиппинская.

Основание для проведения границ между ними

- размещение очагов землетрясений

- по сейсмотомографии

- тепловые потоки

- сейсмичность

- вулканическая активность

- самые молодые отложений выходят на границах

- по скорости движения плит друг относительно друга.

Внутренние части плит почти асейсмичны (слабо сейсмичны), а основное выделение сейсмической энергии происходит на границах между плитами.

3) Три типа границ между плитами:

1) дивергентные границы, вдоль которых происходит раздвижение плит — спрединг;

2) конвергентные границы, на которых идет сближение плит, обычно выражающееся поддвигом одной плиты под другую;

субдукция - если океанская плита пододвигается под континентальную

о бдукция - если океанская плита (кора, литосфера) надвигается на континентальную коллизия - если сталкиваются две континентальные плиты

3) трансформные границы, вдоль которых происходит горизонтальное скольжение одной плиты относительно другой по плоскости вертикального трансформного разлома.

 

 

 

 

В природе преобладают границы первых двух типов. Дивергентные границы приурочены к осевым зонам срединно-океанских хребтов и межконтинентальным рифтам, конвергентные — к осевым зонам глубоководных желобов, сопряженных с островными дугами. Некоторые границы являются одновременно конвергентными и трансформными, т. е. сочетают элементы поддвига и сдвига (транспрессивные границы), или раздвига и сдвига (транстенсивные).

 

Дивергентные границы (расхождения плит, наращивания, аккреционные, конструктивные) - в зонах спрединга, происходит непрерывное рождение новой океанской коры.

Конвергентные границы (деструктивные, субдукционные, коллизионные, схождения плит, поглощения) - кора перемещается астеносферным течением в сторону зон субдукции и поглощается на глубине.

 

Все границы плит на поверхности Земли сочленяются друг с другом. Тройные сочленения - сходятся три границы, они могут быть разного рода — оси спрединга, оси глубоководных желобов, т. е. зоны субдукции, и трансформные разломы (рис. на стр. 47 Хаин, Ломизе, 2005)

4) При своих перемещениях плиты подчиняются законам сферической геометрии, (теореме Эйлера), согласно которой любое перемещение двух сопряженных точек по сфере совершается вдоль окружности, проведенной относительно оси, проходящей через центр Земли. Выход этой воображаемой оси на земную поверхность называется полюсом вращения или раскрытия. Поскольку на поверхности Земли трансформные разломы простираются вдоль тех же дуг окружностей, в центре которых находится полюс вращения, эта воображаемая точка может быть найдена как точка пересечения перпендикуляров, проведенных относительно трансформных разломов (рис. на стр. 48 Хаин, Ломизе, 2005).

5) Объем поглощаемой в зонах субдукции океанской коры равен объему коры, нарождающейся в зонах спрединга. Субдукция полностью компенсирует спрединг, и объем Земли и ее радиус остаются постоянными вопреки тому, что допускалось гипотезами контракции, пульсации и расширения Земли.

6) Основная причина движения плит - мантийная конвекция. Плиты, находящиеся в вязком сцеплении с астеносферой, увлекаются течением последней и движутся на манер ленты конвейера от осей спрединга к зонам субдукции. Под СОХ располагаются восходящие ветви конвективных ячей, под зонами субдукции — нисходящие, а в промежутке между хребтами и желобами, под абиссальными равнинами и континентами - горизонтальные отрезки этих ячей.

Большая роль отводится двум другим силам — отталкиванию литосферных плит от осей срединных хребтов под влиянием гравитации, вследствие их значительного превышения над абиссальными равнинами и их затягиванию в зоны субдукции вследствие того, что в результате охлаждения океанская литосфера оказывается более тяжелой, чем астеносфера, и утрачивает благодаря этому свою плавучесть.

 

Вопрос 3. Геотектоническое, структурное, стратиграфическое распределение месторождений нефти и газа.

Под месторождением нефти и газа, по определению И. О. Брода (1938), следует понимать совокупность залежей внедрах одной и той же площади, образование которой контролируется единым структурным элементом, что определяет общность в системе их поисков, разведки и разработки. тип месторождений предопределяет и тип встречающихся в нем залежей.

Тектонический фактор имеет решающее значение для формирования месторождения. Поэтому он прежде всего учитывается при создании классификационных схем месторождений нефти и газа. Тектонические условия формирования того или иного структурного элемента, контролирующего образование месторождения, прежде всего, зависят от того, с каким крупным геоструктурным элементом земной коры связано формирование этого элемента. В качестве основных геоструктурных элементов в земной коре выделяют геосинклинали и платформы. Особенности развития складчатых областей и платформ предопределяют характер структурных отложений в их пределах. Поэтому при рассмотрении структурных форм, с которыми могут быть связаны нефтяные и газовые месторождения, правомерно разделение их на два основных класса: складчатые и платформенные.

Тяготение нефтяных и газовых месторождений к краевым частям горных сооружений геологически выражается в расположении месторождений в предгорных прогибах и областях погружения складчатых систем, для центральных частей геосинклинальных областей нефтяные и газовые месторождения нехарактерны.Нефтяные и газовые месторождения широко распространены в предгорных прогибах, межгорных впадинах и областях погружения складчатых систем.

Классификация нефтяных месторождений:

I класс — месторождения, сформировавшиеся в складчатых областях

II класс —месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.

В I классе выделяются две группы месторождений: А — группа месторождений, связанных с антиклинальными складками; Б — группа месторождений, связанных с моноклинальным залеганием слоев.

Во II классе выделяются четыре группы месторождений: В — месторождения, связанные с куполовидными и брахиантиклинальными поднятиями; Г — месторождения эрозионных и рифовых массивов; Д — месторождения гомоклинали; Е — месторождения синклинальных прогибов.

В основу выделения групп месторождений положен также тектонический фактор, приводящий либо к образованию сходных структурных форм, либо обусловливающий появление зон стратиграфических несогласий или выклиниваний (как частных случаев стратиграфических несогласий). Каждая выделенная группа месторождений включает в себя набор типов месторождений. Типы месторождений выделяются по геологической характеристике локальных участков темной коры, содержащих в себе залежи нефти и газа.

Для детализации классов предлагается выделить подклассы нефтяных и газовых месторождений, существование и особенности которых определяются структурно-тектоническими элементами второго порядка. В качестве основных структурно-тектонических элементов выделяются: 1 — глубокие грабены; 2 — внутриплат-форменные впадины; 3 — сводовые поднятия и их склоны; 4 — платформенная ступень или зона шельфа платформы; 5 — склон платформы или уступ, погружающийся в сторону предгорного прогиба (склон платформы с некоторой условностью может рассматриваться как внешний борт предгорного прогиба); 6 — центральная часть передового прогиба; 7 —внутренний борт передового прогиба; 8 — поднятия складчатых сооружений (собственно складчатые сооружения); 9 — межгорные впадины на древних основаниях; 10 — наложенные мульды.

В вертикальном разрезе осадочной толщи, содержащей в себе залежи нефти и газа, с некоторой условностью можно выделить несколько зон (сверху вниз).

Зона 1 расположена до глубины 500—800 м. Нижняя граница ее может быть определена как наиболее низкая отметка, на которой возможны условия свободного (активного) водообмена. По мере приближения к областям питания граница зоны опускается ниже.

Зона 2 — область возможного затрудненного водообмена в резервуарах, заключающих залежи нефти и газа, глубина ее нижней границы 800—1000 м. Другим критерием для выделения нижней границы этой зоны может служить взаимная растворимость нефти и газов. Ниже этой зоны всегда отчетливо наблюдается обратная (ретроградная) растворимость нефтей в газах.

В зоне 3 весьма затруднен водообмен. Нижняя граница ее определяется примерно на глубине залегания фундамента третьей группы месторождений. Ретроградные явления обычны.

Зона 4 застойная, водообмен отсутствует. Характерно широкое развитие аномалийных давлений. Ретроградные явления выражены очень ярко. Преобладают залежи конденсатного типа и часто газовые. В зоне 5 существование углеводородов возможно только в газообразной форме.

Выделенные пять вертикальных зон встречаются не во всех группах нефтяных месторождений. Особенности распределения вертикальных зон накладывают специфический отпечаток на тип месторождений и залежей нефти и газа в каждой из выделенных групп месторождений.

Вертикальная зональность контролирует глубины возможного нахождения залежей, присущие им давления (нормальные, избыточные и аномалийные), температуры, а следовательно, и свойства нефтей и газов, закономерности их изменения по разрезу и т. д.

Наиболее распространенные нефтегазоносные литофации следующие: а) известняки, доломиты; б) глины (сланцы) с прослоями и линзами песчаников и песков; в) песчаники и пески. Часто; угленосных осадков (11%) и довольно боль­шое распространение соленосных (4%) и пестроцветных (6%) отложений. В предгорных прогибах, как правило, мощность литофации значительно больше, чем в платформенных областях.

По количеству залежей: одно - и многозалежные.

По фазовому соотношению УВ в залежах:

Газовые (Березовский район).

Нефтяные (Шаимский, Салымский, Красноленинский районы ЗС).

Газонефтяные (Сургутский, Нижневартовский и др. районы ЗС).

Газовые - газоконденсатные (Ямальская. Гыданская. Надым-Пурская и др. НГО ЗС).

 

Геотектонические и фациально-палеографические обстановки формирования нефтепроизводящих свит.

 

В природных условиях залежи нефти и газа в большинстве случаев связаны с осадочными толщамиТолщи осадочных пород с заключенными в них нефтеносными и газоносными пластами называются нефтегазоносными свитами. Литологическая характеристика осадочных толщ зависит от геологических условий их образования и, прежде всего, определяется геотектонической жизнью площади осадконакопления. Схематично можно выделить три основные геотектонические обстановки: платформенную, геосинклинальную и переходную обстановку предгорных прогибов. В типично геосинклинальных условиях нефтяные и газовые месторождения почти не встречаются. Поэтому рассмотрим толщи типично платформенных и предгорных областей.Наиболее распространенные нефтегазоносные литофации следующие: а) известняки, доломиты; б) глины (сланцы) с прослоями и линзами песчаников и песков; в) песчаники и пески.Реже всего нефтегазоносные свиты представлены такими литофациями: а) песчаниками с прослоями конгломератов; б) глинами (сланцами) с прослоями и линзами известняков.

В фациальных группах, выделенных по условиям образования, среди нефтегазоносных свит, наиболее широко представлены нормальные морские осадочные образования, угленосная фация и фация пестроцветных отложений. Наименее распространена флишевая фация, которая к тому же не встречается в платформенных условиях. Обращает на себя внимание широкое распространение среди нефтегазоносных толщ угленосных осадков (11%) и довольно большое распространение соленосных (4%) и пестроцветных (6%) отложений.

В бывшем СССР наблюдается несколько иное распределение залежей нефти и газа по литологии вмещающих толщ. Из 1172 рассмотренных скоплений 74% приходится на долю скоплений, приуроченных к толщам терригенного состава, 18% — к толщам карбонатного и 8% — к толщам терригенно-карбонатного состава. В предгорных прогибах, как правило, мощность литофации значительно больше, чем в платформенных областях.

Вопрос 4. Корреляция между плотностью и скоростями сейсмических волн. Объясните природу общей закономерности и отклонений от нее.

Ниже написано всё, что может пригодится при ответе на этот вопрос.))

Плотность является важнейшим параметром состояния вещества.

В естественном залегании пород их плотность (σ) есть отношение полной массы (m) к полному объему (V) тела (выделенной части среды), которые включают твердую матрицу породы, жидкую и газовую фазы в поровом пространстве:

σ = m/V= (m_т+ m_ж + m_г)/(Vт+ Vж + Vг) где индексы, относятся к массе и объему твердой, жидкой и газообразной фаз соответственно. Массой газов можно пренебречь.

Vг+Vж =Vп - объем порового пространства, его отношение кполному объему называется коэффициентом пористости: Кп=Vп/V

Минеральная плотность (твердой фазы) σ = m_т/Vт, плотность сухой породы

σ_с= m_т/V= σ_м (1 — Кп), тогда σ = σ_с + σ_ж Кп

где σ_ж — плотность жидкости в поровом пространстве. Общая пористость осадочных пород довольно велика. Вблизи поверхности она достигает 0,2—0,4, а на глубинах 5—б км под давлением вышележащих пород уменьшается до уровня пористости минералов, 10^-3-10^-2. Магматические и метаморфические породы имеют большие значения пористости в корах выветривания, до 0,2, а у неизмененных пород она редко превышает первые проценты. В гравиразведке такие величины не учитывают. для плотности не имеют большого значения различия общей и эффективной пористости, степень связности порового пространства.

Упругие модули простых веществ (химических элементов) как характеристики сопротивляемости деформированию, очевидно, зависят от вида и энергии связей частиц, составляющих макроструктуру. Эти связи в простых веществах могут быть металлическими

или ковалентными (газы не рассматриваются). Элементы с сильной и направленной ковалентной связью характеризуются большими упругими модулями (в твердом состоянии).

Вещества образованные посредством металлической связи, имеют широкий диапазон значении модуля сдвига. Он низкий

у щелочных металлов и высокий у железа, вольфрама. оливин, корунд, в нижней мантии на границе с ядром они практически изотропные, так как их кристаллические решетки имеют высокую симметрию.

Распространение упругих волн как согласованное возбуждение атомов в кристаллической структуре связано с передачей импульса от частицы к частице, что осуществляется квантами упругих колебаний фононами. Из закона сохранения импульса следует, что скорость упругих волн должна иметь обратную зависимость от массы атомов в решетке. Это действительно имеет место, но накладыва ется на другие закономерности. для элементов с большими атомными радиусами, скорости упругих волн обратно пропорциональны атомрадиусам, а элементы с большими атомрадиусами обнаруживают обратную зависимость от атомной массы. Скорости для элементов каждого периода таблицы д. И. Менделеева возрастают в начале периода и понижаются к его концу.

Малыми значениями скоростей упругих волн отличаются самородные металлы, большими — силикаты, многие окислы (но не железа), максимальны скорости у алмаза.

Определяющими факторами скоростей упругих волн в минералах являются: а) кристаллическая структура плотность упаковки атомов в решетке, дефекты структуры; б) средняя атомная масса. Скорости зависят от главных характеристик состава и структуры минералов, и в этом отношении они, как и плотность, являются структурно-определенными свойствами. Но есть отличие от плотности: зависимость скоростей от средней атомной массы — обратная, тогда как плотность прямо пропорциональна атомной массе.

Минералы с высокой симметрией обычно имеют скорости выше, анизотропию меньше, чем минералы с низкой сим метрией.

Значения скоростей и плотности тесно коррелируют между собой.

Рудные минералы с большой атомной массой имеют, как правило, довольно низкие скорости, несмотря на плотную упаковку кристаллических решеток (галенит, молибденит, сфалерит).

При изоморфизме скорость упругих волн меняется со знаком, противоположным знаку изменения атомной массы в соответствующих рядах твердых растворов.

Полиморфные превращения минералов, изменяя плотность упаковки кристаллических решеток, ведут к изменениям в том же направлении упругих модулей, скоростей сейсмических волн, а также плотности, причем упругие модули изменяются сильнее, чем значения скорости и плотности.

Увеличение скоростей сейсмических волн в фазах высокого давления по сравнению с минералами, равновесными в условиях земной поверхности, это общий закон полиморфных переходов.