Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
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 Нефть
.2 Каменные и бурые угли
.3 Горючие сланцы
.4 Торф
ГЛАВА 2. ИСТОРИЯ ОТКРЫТИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
.1 История поисков и разведки залежей нефти
.2 История поисков и разведки бурых углей
.3 История поисков и разведки горючих сланцев
.4 История поисков и разведки торфа
ГЛАВА 3. МЕСТОРОЖДЕНИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
.1 Месторождения нефти
.2 Месторождения углей
.3 Месторождения горючих сланцев
.4 Месторождения торфа
ГЛАВА 4. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ МИНЕРАЛЬНО - СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ БЕЛАРУСИ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
«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 <http://www.chemport.ru/chemical_encyclopedia_article_2382.html>, 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.
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 10800-11000 ккал/м3. Средняя молекулярная масса <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9C%D0%BE%D0%BB%D0%B5%D0%BA%D1%83%D0%BB%D1%8F%D1%80%D0%BD%D0%B0%D1%8F_%D0%BC%D0%B0%D1%81%D1%81%D0%B0> 220-300 г/моль (редко 450-470). Плотность <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D0%BB%D0%BE%D1%82%D0%BD%D0%BE%D1%81%D1%82%D1%8C> 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 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]
Уголь - вид ископаемого топлива, образовавшийся из частей древних растений под землей без доступа кислорода.
Уголь был первым из используемых человеком видов ископаемого топлива <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%98%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%BF%D0%B0%D0%B5%D0%BC%D0%BE%D0%B5_%D1%82%D0%BE%D0%BF%D0%BB%D0%B8%D0%B2%D0%BE>. 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 <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A2%D0%BE%D1%80%D1%84> болотах <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%91%D0%BE%D0%BB%D0%BE%D1%82%D0%BE>, начиная с девонского периода <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%94%D0%B5%D0%B2%D0%BE%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B8%D0%BE%D0%B4> (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 <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%91%D0%BE%D0%BB%D0%BE%D1%82%D0%BE>, где стоячая вода, обеднённая кислородом <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9A%D0%B8%D1%81%D0%BB%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B4>, 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 <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%91%D0%B0%D0%BA%D1%82%D0%B5%D1%80%D0%B8%D1%8F>. Так возникает торф <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A2%D0%BE%D1%80%D1%84> - 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 <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%90%D0%BD%D1%82%D1%80%D0%B0%D1%86%D0%B8%D1%82> толщиной в 1,5 метра.
В результатах движения земной коры <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%97%D0%B5%D0%BC%D0%BD%D0%B0%D1%8F_%D0%BA%D0%BE%D1%80%D0%B0> угольные пласты испытывали поднятие и складкообразование. С течением времени приподнятые части разрушались за счёт эрозии <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%AD%D1%80%D0%BE%D0%B7%D0%B8%D1%8F_%28%D0%B3%D0%B5%D0%BE%D0%BB%D0%BE%D0%B3%D0%B8%D1%8F%29> 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 <http://en.wikipedia.org/wiki/Hat_Creek_%28British_Columbia%29> (Канада <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9A%D0%B0%D0%BD%D0%B0%D0%B4%D0%B0>), 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 <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%91%D1%83%D1%80%D1%8B%D0%B9_%D1%86%D0%B2%D0%B5%D1%82> или смоляно-чёрный <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A7%D1%91%D1%80%D0%BD%D1%8B%D0%B9_%D1%86%D0%B2%D0%B5%D1%82>; легко горит коптящим пламенем, выделяя неприятный своеобразный запах гари <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%93%D0%B0%D1%80%D1%8C>; при обработке едким калием <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%95%D0%B4%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D0%B8> дает темно-бурую жидкость. При сухой перегонке образует аммиак <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%90%D0%BC%D0%BC%D0%B8%D0%B0%D0%BA>, свободный или связанный с уксусной кислотой <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A3%D0%BA%D1%81%D1%83%D1%81%D0%BD%D0%B0%D1%8F_%D0%BA%D0%B8%D1%81%D0%BB%D0%BE%D1%82%D0%B0>.
Таблица 1.2
Средний химический состав углей
|
Углерод |
68% |
|
Кислород |
26% |
|
Водород |
5,2% |
|
Азот |
0,8% |
В среднем, сжигание одного килограмма <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9A%D0%B8%D0%BB%D0%BE%D0%B3%D1%80%D0%B0%D0%BC%D0%BC> этого вида топлива приводит к выделению 2,93 кг CO2 <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A3%D0%B3%D0%BB%D0%B5%D0%BA%D0%B8%D1%81%D0%BB%D1%8B%D0%B9_%D0%B3%D0%B0%D0%B7> и позволяет получить 6,67 кВт·ч <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9A%D0%B8%D0%BB%D0%BE%D0%B2%D0%B0%D1%82%D1%82-%D1%87%D0%B0%D1%81>энергии <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%AD%D0%BD%D0%B5%D1%80%D0%B3%D0%B8%D1%8F> или, при КПД <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9A%D0%BE%D1%8D%D1%84%D1%84%D0%B8%D1%86%D0%B8%D0%B5%D0%BD%D1%82_%D0%BF%D0%BE%D0%BB%D0%B5%D0%B7%D0%BD%D0%BE%D0%B3%D0%BE_%D0%B4%D0%B5%D0%B9%D1%81%D1%82%D0%B2%D0%B8%D1%8F> 30% - 2,0 КВ·ч электричества <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%AD%D0%BB%D0%B5%D0%BA%D1%82%D1%80%D0%B8%D1%87%D0%B5%D1%81%D1%82%D0%B2%D0%BE>. В 1960 году <http://ru.wikipedia.org/wiki/1960_%D0%B3%D0%BE%D0%B4> уголь давал около половины мирового производства энергии, к 1970 году <http://ru.wikipedia.org/wiki/1970_%D0%B3%D0%BE%D0%B4> его доля упала до одной трети. Использование угля увеличивается в периоды высоких цен на нефть <http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D1%8C> и другие энергоносители. [2]
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
|
Углерод68,1-80% |
|
|
Водород |
9,7-10,3% |
|
Кислород |
5,8-16,3% |
|
Азот |
0,3-2,4% |
|
Сера |
0,1-3,7% |
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
|
Углерод50-60% |
|
|
Кислород |
30-40% |
|
Водород |
5-6,5% |
|
Азот |
1-3% |
|
Сера |
0,1-1,5% |
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:
- Речицко-Шатилковская;
- Червонослободско-Малодушинская;
- 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]
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.
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).
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.
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 1949г. 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.
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:
- 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
Угли Бриневского месторождения представлены преимущественно плотными и относительно плотными разностями. Зольность угля на сухое топливо колеблется от 7,7 до 45,0%, за среднее по месторождению принято значение зольности 25,6%. Влажность аналитическая изменяется в широких пределах (9,3-25,3%) в зависимости от срока и способа хранения проб. Естественная влажность рабочего топлива с зольностью от 7,7 до 45% колеблется в пределах 47,2-62,0% и зависит от зольности углей. Выход летучих веществ на горючую массу по отдельным пробам колеблется от 42,6 до 67,6%. Выход смолы безводной изменяется от 2,8 до 21,8%. Содержание сырого воска, извлекаемого бензином и бензолом, соответственно 2,4-5,4 и 3,1-7,7% на сухое вещество. Содержание серы в углях незначительное - от 0,2 до 3,9% на сухое вещество, за среднее для пласта принято значение 1%. Высшая удельная теплота сгорания колеблется от 23,1 до 26,1 МДж/кг. [3] Удельный вес в зависимости от зольности изменяется от 1,36 до 1,93 т/м3.
Тонежское месторождение расположено в юго-западной части Лельчицкого района Гомельской области в 1 км от д. Тонеж, в 48 км к западу от п. г. т. Лельчицы и в 60 км к югу от Житковичей. Территория месторождения полностью покрыта лесом и частично заболочена. Оно находится в центральной части Туровской депрессии Припятского прогиба. В плане угольная залежь совпадает с блоком подсолевого комплекса, ограниченным разрывными нарушениями и расположенным на приподнятом крыле Боровского разлома. Угленосные отложения образовывают вытянутую в широтном направлении мульду в кровле морских палеогеновых отложений, наиболее четко выраженную по поверхности юры. Тектонических нарушений в пределах залежи предварительной разведкой не выявлено. На месторождении вскрыто до 15 пластов, линз и пропластков бурых углей мощностью от 0,2 до 19,6 м, из них выдержаны по мощности и по площади только 4 пласта. [2]
Рис. 3.7 Тонежское месторождение. Геолого-литологический разрез. Условные обозначения см. на рис. 3.5
По визуальным макроскопическим признакам Тонежское месторождение слагают плотные и рыхлые разности углей. Плотность углей с зольностью до 45% 1,45-1,79 т/м3. Минеральные компоненты представлены глинистым веществом и в меньшей мере песчано-алевритовыми зернами кварца, очень редко глобулярными и псевдоморфными выделениями сульфидов. Угли высокозольные, средняя зольность подсчитанных запасов по всем пластам 23,8%. [5] Содержание общей влаги (44,7-60,5%) близко к максимальной влагоемкости углей. Для зольности 32,0% принято значение естественной влажности 52,1%, для тех же значений зольности гигроскопическая влажность принята равной 8,8%. Выход летучих веществ на горючую массу по пластопересечениям колеблется в пределах 51,4-78,4%. Средневзвешенные значения этого показателя по пластам изменяются в пределах 57,9-59,5%. Теплота сгорания летучих веществ 16,91-26,33 МДж/кг. Нелетучий остаток порошкообразный. По среднему значению теплоты сгорания летучих веществ (21,77 МДж/кг) уголь относится к топливу с удовлетворительными реакционными свойствами. Высшая удельная теплота сгорания колеблется в пределах 23,32-29,18 МДж/кг, низшая изменяется от 5,44 до 10,13 МДж/кг. Средневзвешенное содержание компонентов органической части по пластам варьирует в незначительных пределах. Содержание сырого воска, извлеченного бензином, колеблется по отдельным пробам от 0,40 до 9,55, среднее - 4,70%. Содержание смолы изменяется от 6,6 до 41,5%. [3] Работы на площади угленосных юрских отложений прекращены ввиду того, что угли не имеют промышленного значения из-за малого размера залежей. Боровское углепроявление занимает крайнюю юго-восточную часть Букчанской депрессии. Мощность угленосной толщи изменяется от 5 до 78 м и включает до пяти пластов угля, из которых наиболее выдержанными являются верхний и нижний. Верхний залегает на глубинах 95-135 м, его мощность 0,5-1,0 м. В юго-западном и северо-восточном направлениях он фациально замещается углистыми глинами. Нижний пласт вскрыт на глубинах 109-145 м, мощность его от 0,3 до 4,7 м, он также замещается углистыми глинами в северовосточном и северном направлениях. Остальные 3 пласта маломощные (0,4-0,8 м) и являются линзами небольших размеров.
Лельчицкое углепроявлениес востока примыкает к Боровскому, где вскрыто от одного до трех пластов угля мощностью 0,2-3,0 м (в основном 0,8-1,0 м). Глубина залегания продуктивной толщи увеличивается до 100-400 м. [2] Червоноозерское углепроявление приурочено к небольшой мульде (35 х 4-8 км) у северо-восточного борта Микашевичско-Житковичского выступа фундамента. Мощность среднеюрских отложений здесь достигает 150 м, в них вскрыто от одного до пяти пластов и прослоев бурого угля на глубинах до 188 м. Наиболее мощный из них (12,9 м) имеет сложное строение и состоит из двух частей мощностью 2 и 10 м, разделенных прослоем углистого песка в 0,9 м. Пласт в целом имеет линзовидный характер залегания и выклинивается на расстояние 250 м. Другие пласты мощностью 0,3-2,9 м также имеют ограниченное распространение. [2] Бриневское углепроявлениерасполагается у южного борта Микашевичско-Житковичского выступа фундамента. Здесь выявлены один-два угольных пласта мощностью от 0,4 до 1,6 м на глубинах 115-226 м. Пласты угля невыдержаны по площади и имеют небольшую мощность. [2]
Промышленное значение могут иметь только горючие сланцы верхнего фамена - нижнего карбона в западной части Припятского прогиба, где они образуют сланценосный бассейн площадью более 10 тыс. км2 с суммарными прогнозными ресурсами 8 780 млн. т. Глубина залегания сланцев 50-600 м, мощность отдельных пластов достигает 0,5-3,0 м. По условиям осадконакопления, типам пород, характеру сланценосности выделяется 2 типа разрезов: старобинский и туровский.
Старобинский тип связан со старобинскими, ствижскими и боровскими слоями полесского горизонта, характерен для северо-западной части Припятского бассейна (Старобинская, Любанская, Октябрьская площади). Мощность сланценосной толщи изменяется от 70 до 360 м, глубина ее кровли от 73 до 423 м. Разрез характеризуется двучленным строением. Нижняя доломитово-мергельная пачка включает 3 сланценосных горизонта и содержит до десяти прослоев горючих сланцев и керогенсодержащих пород. Верхняя известково-мергельная пачка содержит один сланценосный горизонт, нередко представленный двумя сближенными пластами керогенсодержащих пород, реже - горючих сланцев. Преобладающими породами в данном типе разреза являются мергели, известняки и доломиты, характерно присутствие значительного количества пирокластического материала, входящего в состав глин и мергелей, а также образующего отдельные прослои туффитов и туфов. Горючие сланцы и керогенсодержащие породы составляют не более 5% общего объема пород. Лучшими качественными показателями характеризуются сланцы основного - нижнего - сланценосного горизонта. [1]
Любанское месторождение выявлено и предварительно разведано в центральной части площади развития сланценосного горизонта. Площадь его составляет 312 км2. Основной пласт имеет наиболее устойчивую мощность, которая изменяется от 0,3 до 1,6 м (в среднем 1,1 м). Глубина залегания подошвы пласта колеблется от 198 до 473 м. Удельная теплота сгорания горючего сланца на сухое топливо составляет 4,2-8,4 МДж/кг (в среднем 6,3 МДж/кг). Содержание диоксида углерода 4,9-16,7% (в среднем 9,9%), зольность 66,4- 77,0%, выход смолы 8,2-11,1% (в среднем 10,2%), содержание серы 2,1%. Прогнозные ресурсы Любанского месторождения оценены в 1 223,1 млн т, из них в предварительно разведанные запасы переведено 901 млн т. [2]
В юго-западной части Припятского прогиба (Туровская депрессия) развит туровский тип сланценосных отложений. Для него характерна наибольшая полнота разреза. Сланценосные отложения здесь включают образования полесского горизонта фаменского яруса, малевского, упинского и черепетского горизонтов турнейского яруса. Слагают формацию в основном песчаники, в меньшем количестве присутствуют глинистые породы, мергели, известняки, доломиты. Мощность формации изменяется от 100 до 400 м. В разрезе продуктивных отложений развит преимущественно один пласт - туровский, который сопоставляется с I горизонтом разрезов северо-западной части бассейна. Мощность пласта изменяется от 0,13 до 3 м, глубина залегания - от 63,8 до 680 м, закономерно увеличивается в восточном направлении (угол падения не превышает 1°).
Туровское месторождение площадью 348,6 км2 оконтурено в центральной части сланценосной площади, в пределах него мощность туровского пласта в контуре подсчета запасов составляет 1,96 м, глубина залегания подошвы изменяется от 81,8 до 476,1 м. Прогнозные ресурсы составляют 2 683,9 млн. т. Теплота сгорания горючих сланцев месторождения в среднем равна 6,13 МДж/кг, содержание диоксида углерода 8,8%, зольность 72,9%, выход смолы 8,1%. В западной части месторождения был выделен наиболее перспективный - Горынский - участок (первое шахтное поле), на котором проведена предварительная разведка. Участок занимает северо-восточную часть Столинского района Брестской области и юго-восточную часть Житковичского района Гомельской области, в его пределах горючие сланцы приурочены к старобинским слоям и представлены одним туровским пластом, залегающим на глубине от 50 до 365 м, мощность его изменяется от 0,6 до 2,7 м (средняя - 1,5 м), теплота сгорания - от 4,2 до 6,34 МДж/кг (средняя - 5,33 МДж/кг), зольность в среднем равна 75%, выход смолы 6,0-9,2% (средний - 7,7%). Разведанные запасы горючих сланцев на участке составляют 696 млн. т. [1]
Целесообразность промышленного освоения горючих сланцев Припятского прогиба определяется только в случае переработки их как комплексного энерготехнологического сырья с максимальной утилизацией получаемых продуктов в различных отраслях производства, что позволяет рассматривать горючие сланцы как перспективное сырье для развития отечественной топливно-энергетической и химической промышленности. Однако предварительно требуется решение вопроса об источнике энергии для добычи и переработки сланцев, который обеспечивал бы рентабельность работ.
В Белоруссии около 20% территории в той или иной мере заболочено и почти 12,5% покрыто торфяниками. Самая высокая заторфованность территории наблюдается в Брестской, Гомельской и Минской областях, где выявлено больше, чем в других областях, крупных торфомассивов.
По условиям образования торфяные залежи Белоруссии делятся на низинные, верховые и переходные. Залежи низинного типа распространены в пределах Полесья и в поймах рек и других районах республики. Для залежей характерна слабая степень разложения и поэтому сравнительно высокая зольность. В низинных торфяниках сосредоточено около 75% запасов торфа Белоруссии.Из торфяников низинного типа известны такие, как: Сухое, Галь, Селецкое, Бузуны, Винец, Волково, Дубник и др. [3]
Верховые торфяники широко известны в северных районах и особенно в Белорусском Поозерье. Это наиболее высококалорийные и малозольные сорта торфа. Они нередко обильно пропитаны солями кальция и фосфора. Поэтому торф верховых болот - хорошее средство повышения урожайности супесчаных и дерновоподзолистых почв. В торфяниках верхового типа распространены слои малоразло-жившегося торфа, образовавшегося из сфагнового мха. Толщина таких слоев нередко достигает 1,5-2 м. Благодаря большой водно- и газопоглотительиой способности сфагновые торфяники являются прекрасным подстилочным материалом. В верховных болотах сосредоточено около 18% запасов торфа республики. Известны такие торфяники как: Потоки, Красный Мох, Долбешники, Жары, Березовик и др.
В Белоруссии известно около 10000 торфомассивов. Значительная часть имеет местное значение и разрабатывается для использования на удобрение полей, на подстилку скоту и топливо. Около 1600 торфяников содержат промышленные запасы торфа, отдельные из них являются крупнейшими торфяными месторождениями с полезной площадью в несколько тысяч гектаров. Некоторые торфяники разрабатываются крупными промышленными механизированными предприятиями. Больше половины торфа, добываемого ими, потребляется тепловыми электростанциями. Остальная масса используется для промышленных целей и удовлетворения коммунально-бытовых нужд городов и сел. За последние годы на промышленных предприятиях Беларуси все в большем количестве производятся брикеты и полубрикеты, торфоминеральные удобрения, торфоподстилка и торфоизоляционные плиты.
Рис. 3.8. Схема заболоченности территории Беларуси. Степень заболоченности: 1 - <10%; 2-10-20%; 3 - >20%
геологический месторождение горючий беларусь
Устойчивое социально-экономическое развитие страны, ее экономическая безопасность во многом определяются состоянием минерально-сырьевой базы, рациональным и комплексным использованием ресурсов недр. На базе разведанных месторождений динамично развивается добывающая и перерабатывающая промышленность, энергетическая, строительная, агрохимическая и другие отрасли экономики.
В результате многолетней работы геологов в республике открыты многочисленные месторождения полезных ископаемых, сформировавшие минерально-сырьевую базу для развития строительной индустрии, производства калийных и карбонатных удобрений, добычи нефти, торфа, каменной соли, пресных и минеральных подземных вод. На территории Республики Беларусь выявлены месторождения нефти, каменной и калийных солей, доломитов, цементного сырья, бурых углей, горючих сланцев, строительного камня, гипса, пресных и минеральных подземных вод и других видов полезных ископаемых. [10] Однако не все потребности экономики Республики Беларусь удовлетворяются за счет собственного сырья. Республика импортирует нефть, природный газ, каменный уголь, апатитовый концентрат, серу (для производства фосфорных удобрений) и некоторые другие виды полезных ископаемых. Кроме того, активно осваиваются месторождения полезных ископаемых за рубежом, например в Венесуэлу и Иран, с доставкой на белорусский рынок полученной доли добываемых минеральных ресурсов.
Потребление нефти в народном хозяйстве республики определяется объемами нефтепереработки на Мозырском и Новополоцком нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ), а также объемами ее использования в качестве топлива и сырья для нефтехимической промышленности. Около 94% перерабатываемой на НПЗ нефти поставляется из России и только 6% составляет нефть, добываемая в Беларуси. На территории Республики Беларусь с 1964 г. добыто более 120 млн. т нефти (максимальная добыча в 1975 г. составила 7,952 млн. т), или 69,2% извлекаемых запасов эксплуатируемых месторождений. Разведанность потенциальных ресурсов нефти в Припятском прогибе составляет 53% . Обеспеченность запасами нефти по уровню добычи 2009 г. составляет около 33 лет. [2] В результате выполненных геологоразведочных работ за 2006-2009 гг. открыто пять новых месторождения нефти. По итогам работ за 2006-2010 гг. прирост запасов нефти промышленных категорий в объеме 7,4 млн. т.
Таким образом, к 2021 г. потенциал углеводородного сырья в этом регионе будет складываться из нефтяных месторождений, находящихся в разработке, и новых месторождений, находящихся в разведке, что обеспечит добычу нефти в республике на протяжении первой половины XXI в.В 2010 г. в Беларуси добыто 1,7 млн. т, около 18 млн. т нефти доставлено из Венесуэлы и Ирана, а также импортировано из России.
В 2011-2020 гг. потребность нефти в республике планируется сохранить на прежнем уровне при ежегодном потреблении 21,5-22,0 млн. т, что составит 217,88 млн. т. При ежегодном импорте в 21,0-21,5 млн. т объем поставок за этот период составит 211,0 млн. т. Из собственных месторождений планируется добыть 15,9 млн. т и поставить на экспорт 6,5 млн. т.
Инфраструктура транспортировки нефти в России стремительно развивается, что может повлечь увеличение объемов экспорта по иным, чем сегодня, направлениям, и, как следствие, вызовет рост цен на импортируемое в Беларусь углеводородное сырье. Для решения этой проблемы в республике осуществляются мероприятия по диверсификации стран, из которых импортируется углеводородное сырье, и активизируется работа по экономии традиционных топливно-энергетических ресурсов с переходом на использование альтернативных источников энергоресурсов, таких как энергия недр, ветра, воды и солнца, а также другие виды энергии. В качестве примера использования возобновляемых источников энергии следует привести пуск в опытную эксплуатацию первой в Беларуси геотермальной станции «Берестье» в Брестском районе, что позволит ежегодно экономить до 1 млн. м3 газа. [10] В последние годы ежегодные объемы добычи торфа снизились до 2-3 млн. т и определяются в основном добычей торфа для топливно-энергетических нужд предприятиями концерна «Белтопгаз» Министерства энергетики Республики Беларусь. Добыча торфа для сельскохозяйственного использования (на удобрение) предприятиями Министерства сельского хозяйства и продовольствия практически прекращена. Предприятия торфяной промышленности разрабатывают 46 месторождений торфа с эксплуатационными запасами около 100 млн. т (на 1.01.2010 г.) при условной 40-процентной влажности, из которых пригодны для производства торфяного топлива 78,2 млн. и 32,8 млн. т для использования в сельском хозяйстве. Все разрабатываемые торфяные месторождения разведаны детально и не требуют проведения дополнительных геологоразведочных работ, кроме работ по переоценке запасов месторождений. [2] На отведенных предприятиям концерна «Белтопгаз» 11,2 тыс. га площадей торфяных месторождений залегает около 32 млн. т торфа, в том числе около 22 млн. т для производства топливных брикетов и 10 млн. т для сельскохозяйственного использования. Запасы на оставшейся не отведенной части сырьевых баз (18,1 тыс. га) для производства брикетов составляют около 55 млн. т. Имеющиеся сырьевые ресурсы обеспечивают предусматриваемые объемы добычи торфа и производства торфяной продукции вплоть до 2021 г. Остаточные разведанные запасы торфа на сырьевых базах предприятий топливной промышленности составят около 78,7 млн. т, то есть при годовой потребности торфа около 2 млн. т республика обеспечена запасами торфа еще на 40 лет. В настоящее время каменный уголь импортируется из России, Украины, Польши и Казахстана в объемах 250-300 тыс. т в год. При этом на территории республики на глубинах 20-80 м разведаны 3 месторождения бурых углей в Припятском прогибе: Житковичское, Бриневское и Тонежское. Из них Житковичское месторождение подготовлено для промышленного освоения, что позволяет проектировать строительство угольного разреза мощностью 2 млн. т в год, и Бриневского месторождения с промышленными запасами 30 млн. т, на базе которых могут быть построены производственные мощности для добычи бурого угля в качестве энергетического и коммунально-бытового топлива. [10] У Беларуси имеются перспективы создания при стабильном производстве геологоразведочных работ в течение 7-10 лет собственной угольной сырьевой базы за счет подготовки к освоению Лельчицкого, Букчанского и Приболовичского углепроявлений с суммарными ресурсами угля порядка 450 млн. т.Одним из источников топливно-энергетических ресурсов могут быть горючие сланцы. В настоящее время в Припятском сланценосном бассейне выявлено два месторождения сланцев: Любаньское и Туровское с суммарными прогнозными ресурсами порядка 3,9 млрд. т, из которых предварительно разведаны запасы 1,2 млрд. т. [10] По качественным показателям горючие сланцы не являются эффективным твердым топливом из-за высокой зольности (75% и более), низкой теплоты сгорания (средняя 5,8 МДж/кг) и выхода смол (в пределах 7-8%). [3] Предварительно можно сказать, что, несмотря на невысокое качество наших горючих сланцев при соответствующих технологии и оборудовании, методом термохимической переработки можно получить ценные углеводородные жидкие и газообразные энергоносители.
Таким образом, горючие сланцы являются комплексным энерготехнологическим и перспективным сырьем для развития отечественной топливно-энергетической и химической промышленности.
Учитывая сложившуюся ситуацию с минеральными ресурсами в промышленности Беларуси стоит рассмотреть следующие варианты:
) рассмотреть возможность и эколого-экономическую целесообразность увеличения добычи торфа для производства топливных брикетов;
) вернуться к проблеме промышленного освоения месторождений бурого угля, запасы которого в районе Житковичей, по данным технико-экономических исследований прошлых лет, могут обеспечить его годовую добычу в 2-3 млн. т. для производства торфо-угольных брикетов повышенной калорийности;
) усилить исследования, направленные на решение проблемы размещения в Беларуси современных АЭС;
) изучить возможность использования альтернативных источников энергии: малых рек, ветра и биогаза.
На территории Республики Беларусь имеются месторождения всех горючих полезных ископаемых: нефти, угля, горючих сланцев и торфа. В настоящее время ведётся добыча всех горючих полезных ископаемых за исключением горючих сланцев.
Месторождения нефти и газа <http://www.mining-enc.ru/g/gazovoe-mestorozhdenie/> в основном расположены в северной части Припятского прогиба. В его пределах выявлены промышленных нефтеносные зоны: Речицко-Вишанская, Малодушинская, Первомайская и др. Нефть приурочена к подсолевым (семилукский и воронежский горизонты <http://www.mining-enc.ru/g/gorizont-gornyj/>), межсолевым (задонско-елецкий горизонт), верхнесолевым (елецко-лебядинский горизонт) отложениям верхнего девона. Залежи её многопластовые, массивные, сводовые. Газ добывается попутно. Начальные извлекаемые ресурсы нефти оценены в 355,56 млн. т, 46% которых относятся к категории промышленных. Остаточные запасы нефти промышленных категорий оценены в 64,142 млн. т, а прогнозные - в 189. 0 млн. т. Беларусь обладает небольшими запасами бурых углей (месторождения Житковичское, Бриневское в районе Припятского прогиба, углепроявления в Брестской впадине). Залежи бурого угля приурочены к неогеновым, палеогеновым, в меньшей степени юрским и каменноугольным отложениям. Общие запасы углей составляют около 150 млн. т. Месторождения горючих сланцев <http://www.mining-enc.ru/g/goryuchie-slancy/>(районы Припятского прогиба и Оршанской впадины) приурочены к отложениям верхнего девона (фаменский ярус). Прогнозные запасы (до глубины 600 м) по Туровскому и Любанскому месторождению оцениваются в 8 780 млн. т.
Известно до 10 тысяч месторождений торфа с общей площадью 2,5 млн. га, запасы торфа 1,1 млрд. т. Преобладают мелкие (по запасам) месторождения. Мощность торфяных залежей иногда достигает 11 м. Главными задачами в области дальнейшего развития минерально-сырьевой базы Беларуси являются:
Ш Увеличение объемов геологоразведочных работ и поиск новых месторождений полезных ископаемых;
Ш Рациональное использование добываемого сырья, уменьшение его потерь при добыче, транспортировке и переработке;
Ш Сокращение количества отходов и их утилизация, использование попутно извлекаемых материалов;
Ш Совершенствование технологии горных работ и соблюдение экологических требований при их производстве;
Ш Минимизация и ликвидация отрицательных последствий воздействия добывающей и перерабатывающей промышленности.
1. Геология Беларуси/Под ред. А.С. Махнача, Р.Г. Горецкого, А.В. Матвеева и др. - Мн.: Ин-т геол. наук НАН Беларуси, 2001. - 815 с.
2. Полезные ископаемые Беларуси / Под ред. П.З. Хомича и др. - Мн.: Адукацыя i выхаванне, 2002. - 528с.
. Корулин Д.М. Геология и полезные ископаемые Белоруссии. - Мн.: Вышэйшая школа, 1976. - 160с.
. Махнач А.А. Введение в геологию Беларуси. - Мн.: Ин-т геол. наук НАН Беларуси, 2004. - 198 с.
. Высоцкий Э.А. Месторождения горючих и неметаллических полезных ископаемых. Курс лекций. - Мн.: БГУ, 2003. - 131 с.
. Нацыянальны атлас Беларусi / Гал. рэд. М.У. Мяснiковiч. - Мн.: Камiтэт па зямельных рэсурсах, гадэзiii картаграфii пры НАН Беларусi, 2002. - 292 с.
. Неотектоника и полезные ископаемые Белорусского Полесья / А.В. Матвеев, Э.А. Левков, Л.Ф. Ажгиревич, Л.С. Вольская, О.И. Тяшкевич, А.В. Шевченко. - Минск, 2004
. Геология и нефтегазоносность запада Восточно-Европейской платформы / Под ред. З. Л. Познякевича, А. М. Синички. - Мн.: Беларуская навука, 1997
. Основы геологии Беларуси / Под общ. ред. А.С. Махнача, Р.Г. Гарецкого, А.В. Матвеева, Я.И. Аношко. Мн.: Ин-т геол. наук НАН Беларуси, 2004. 392
10. Павлов С.Е. Грозит ли нам конец света? - Мн.: Беларусь, 2008. - 424 с.
11. www.beloil.by <http://www.beloil.by> - ГПО «Белоруснефть»
. www.geologiya.org <http://www.geologiya.org> - РУП «Белгеология»
13. www. geology.com - Белорусский геологический портал