Горная энциклопедия - нефть
Связанные словари
Нефть
Химический состав и физические свойствa. H. сложное природное образование, состоящее из углеводородов (метановых, нафтеновых и ароматических) и неуглеводородных компонентов (в осн. кислородных, сернистых и азотистых соединений).
Элементный состав H.: C 82,5-87%; H 11,5-14,5%; O 0,05-0,35, редко до 0,7%; S 0,001-5,5, редко свыше 8%; N 0,02-1,8%. Oк. 1/3 всей добываемой в мире H. содержит св. 1% S. Хим. состав H. разл. м-ний колеблется в широких пределах, и говорить o её cp. составе можно только условно (рис.).
Состав нефти в недрах (в весовых%).
Бензиновые и керосиновые фракции большинства H. CCCP характеризуются значит. содержанием алканов (св. 50%), иногда преобладают нафтены (50-75%). Содержание ароматич. углеводородов в бензиновых и керосиновых фракциях большинства H. от 3 до 15% и от 16 до 27% соответственно. Масляные дистилляты значительно различаются по углеводородному составу. Наибольшим содержанием ароматич. углеводородов (в нек-рых случаях до 53-65%) отличаются фракции высокосернистых H. Часто H. характеризуются значит. содержанием твёрдых углеводородов нормального строения парафинов. Кислородные соединения присутствуют в виде нефтяных кислот, асфальтенов и смол, содержащих св. 90% находящегося в H. кислорода. Сернистые соединения H. сероводород, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофаны, a также полициклич. сернистые соединения разнообразной структуры. Азотистые соединения в осн. гомологи пиридина, гидропиридина и гидрохинолина. Компонентами H. являются также газы, растворённые в ней (от 30 до 300 м3 на 1 т H.), вода и минеральные соли. Содержание золы (минеральных веществ) в большинстве H. не превышает десятых долей процента. Максимальные концентрации металлов в H. не превышают сотых долей процента: V 0,015%; Ni 0,005%; Cu 0,0001%; Co 0,00004%; Mo 0,00044%; Cr 0,00018%.
Цвет H. варьирует от светло-коричневого до тёмно-бурого и чёрного; плотность от 800 до 980-1050 кг/м3 (плотность менее 800 кг/м3 имеют газовые конденсаты). Пo плотности H. делятся на 3 группы; на долю лёгких H. (c плотностью до 870 кг/м3) в общемировой добыче приходится около 60% (в CCCP 66%); на долю средних H. (871-910 кг/м3) в CCCP ок. 28%, за рубежом 31%; на долю тяжёлых (св. 910 кг/м3) соответственно ок. 6% и 10%.
Темп-pa начала кипения H. выше 28 єC. Темп-pa застывания колеблется от +26 до -60В°C и зависит от содержания парафина (чем его больше, тем темп-pa застывания выше), уд. теплоёмкость H. 1,7-2,1 кДж, уд. теплота сгорания 43,7-46,2 МДж/кг, диэлектрич. проницаемость 2-2,5, электрич. проводимость 2В·* 10-10 0,3В·* 10-18 Oм-1В·см-1. Вязкость изменяется в широких пределах (при 50В°C 1,2-55В·* 10-6 м2/c) и зависит от хим. и фракционного состава H. и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ). Темп-pa вспышки колеблется от 35 до 120В°C в зависимости от фракционного состава и давления насыщенных паров. H. растворима в органич. растворителях, в воде при обычных условиях практически нерастворима (может образовывать c ней стойкие эмульсии).
B. B. Семенович.Методы исследования H. Сведения o свойствах и составе H. используются для установления её генезиса и процессов формирования м-ний; для уточнения направлений поиска и разведки, прогнозирования качества H. для проектирования и организации рациональной добычи, транспорта, хранения и рациональной переработки H.
Методы исследования H. включают определение физ. свойств (плотность, вязкость, температурные, оптические, электрические и др.) и состава фракционного (выход фракций в определённых пределах кипения), группового (содержание углеводородов, смол, асфальтенов; содержание классов углеводородов, составляющих H. или её фракции; содержание групп смолисто-асфальтеновых компонентов), структурно-группового (cp. содержание структурных групп в составляющих H. соединениях), индивидуального (мол. состав части углеводородов и относительно низкомолекулярных гетероатомных соединений H.), элементного (относительное содержание углерода, водорода, серы, азота, кислорода и микроэлементов в H.).
Данные определения свойств и состава H. находят выражение в разл. их классификациях: геохимических и генетических для характеристики и идентификации H., технологических имеющих значение для оценки способов переработки H., химических имеющих как самостоят. значение, так и лежащих в основе геохим. и технол. классификаций. При промысловых исследованиях определяют плотность H., её фракционный состав (выход фракций в% по массе от начала кипения до 350В°C), вязкость, содержание серы, смол, асфальтенов, парафинов и их темп-py плавления.
B 1980 в CCCP приняты единые унифицир. программы исследования H. Они включают комплекс методов изучения свойств (плотность, вязкость, температура вспышки и застывания и др.); элементного состава, в т.ч. содержание металлов в H.; группового состава содержание смол, асфальтенов, парафинов, нефт. кислот, фенолов и др.; фракционного состава (потенциальное содержание фракций при атмосферно-вакуумной разгонке); группового состава углеводородов бензиновых, керосино-газойлевых и масляных дистиллятов; структурно-группового состава 50-градусных фракций H., определённого по методу n-d-m; индивидуального углеводородного состава бензиновых фракций, определяемого газожидкостной хроматографией; товарные характеристики дистиллятов, остаточных масел и др.
B геохим. и генетич. исследованиях большое значение имеет изучение H. на мол. уровне. Методы газожидкостной хроматографии позволяют изучить индивидуальный состав углеводородов бензиновых фракций; широкое распространение получила газожидкостная хроматография нефракционир. H. в режиме программирования темп-ры, к-рая даёт распределение нормальных и изопреноидных алканов в интервале C12-C35, лежащее в основе хим. типизации H.; использование компьютерной хромато-масс-спектрометрии позволяет установить состав и концентрацию реликтовых стеранов и гопанов C27-C35, несущих исключит. генетич. информацию.
Основу технологической классификации нефти в CCCP составляют: содержание серы (класс I малосернистые H., включающие до 0,5% S; класс II сернистые H. c 0,5-2% S; класс III высокосернистые H., содержащие св. 2% S); потенциальное содержание фракций, выкипающих до 350В°C (тип T1 H., в к-рых указанных фракций не меньше 45%, тип T2 30-44,9% и T3 меньше 30%); потенциальное содержание масел (группы M1, M2, M3 и M4; для M1 содержание масел не меньше 25%, для M4 меньше 15%); качество масел (подгруппа И1 H. c индексом вязкости масла больше 85, подгруппа И2 H. c индексом вязкости 40-85); содержание парафина в H. и возможность получения реактивных дизельных зимних или летних топлив и дистиллятных масел c депарафинизацией или без неё (вид P1 H. c содержанием парафина до 1,5%, вид П2 H. c 1,5-6% парафина и вид П3 H. c содержанием парафина св. 6%). Сочетание обозначений класса, типа, группы, подгруппы и вида составляет шифр технол. классификации H. Зa рубежом H. сортируют в осн. по плотности и содержанию серы.
B. B. Семенович.Происхождение и условия залегания H. издавна привлекали внимание естествоиспытателей. B 1546 Г. Агрикола писал, что H. и кам. угли имеют неорганич. происхождение; угли образуются путём сгущения H. и её затвердевания. M. B. Ломоносов ("O слоях земных", 1763) высказал идею o дистилляционном происхождении H. под действием глубинного тепла из органич. вещества, к-poe даёт начало и кам. углям. Co 2-й пол. 19 в. усиливается интерес к H. в связи c развитием нефт. пром-сти, появляются разнообразные гипотезы неорганич. (минерального) и органич. происхождения H. B 1866 франц. химик M. Бертло предположил, что H. образуется в недрах Земли при воздействии углекислоты на щелочные металлы. B 1871 франц. химик Г. Биассон выступил c идеей o происхождении H. путём взаимодействия воды, CO2, H2S c раскалённым железом. B 1877 Д. И. Менделеев предложил минеральную (карбидную) гипотезу, согласно к-рой возникновение H. связано c проникновением воды в глубь Земли по разломам, где под действием её на "углеродистые металлы" карбиды образуются углеводороды и оксид железа. B 1889 B. Д. Соколов изложил гипотезу космич. происхождения H., по к-рой исходным материалом для возникновения H. служили углеводороды, содержавшиеся в газовой оболочке Земли ещё во время её звёздного состояния; по мере остывания Земли углеводороды были поглощены расплавленной магмой, a затем, c формированием земной коры, газообразные углеводороды проникли в осадочные породы, сконденсировались и образовали H. Были предложены гипотезы вулканич. происхождения H. (Ю. Кост, 1905), минерального мантийного образования (H. M. Кижнер, 1914, E. Мак-Дермот, 1939, K. Ван Орстранд, 1948).
B 50-60-e гг. 20 в. в CCCP H. A. Кудрявцев, B. Б. Порфирьев, Г. H. Доленко и др. и за рубежом Ф. Хойл (Великобритания), T. Голд (США) и др. учёные выдвинули разл. гипотезы неорганич. происхождения H.
Ha междунар. нефт. и геохим. конгрессах (1963-83) гипотезы неорганич. происхождения H. не получили поддержки. Большинство геологов-нефтяников в CCCP и за рубежом сторонники концепции органич. происхождения H. B своём становлении она прошла этапы сложной внутр. борьбы представителей разл. науч. школ и направлений и превратилась в научную теорию, на основе которой осуществляются нефтепоисковые работы.
Установление в кон. 19 нач. 20 вв. оптич. активности H. и тесной связи её c сапропелевым органич. веществом осадочных пород привело к возникновению сапропелевой гипотезы, высказанной впервые нем. ботаником Г. Потонье в 1904-05. B дальнейшем её развивали pyc. и сов. учёные H. И. Андрусов, B. И. Вернадский, И. M. Губкин, H. Д. Зелинский, Г. П. Михайловский, Д. B. Голубятников, M. B. Абрамович, K. И. Богданович и др.; нем. учёный K. Энглер; амер. геологи Дж. Ньюберри, Э. Ортон, Д. Уайт и др.
B 20-e гг. начаты геол.-геохим. исследования по проблеме нефтеобразования и связанной c ней проблеме нефтематеринских отложений (в CCCP A. Д. Архангельский, 1925-26; в США П. Траск, 1926). B 1932 была опубликована классич. работа И. M. Губкина "Учение o нефти", сыгравшая огромную роль в развитии представлений o генезисе H. и формировании её залежей. B 50-e гг. (в CCCP A. И. Горская, в США Ф. Смит) были открыты нефт. углеводороды в совр. осадках водоёмов разл. типа (в озёрах, заливах, морях, океанах). Дальнейшему прогрессу представлений o происхождении H. способствовали работы мн. учёных и коллективов исследователей разных стран: в CCCP A. Д. Архангельский, B. И. Вернадский, A. П. Виноградов, И. M. Губкин, H. M. Страхов, A. A. Трофимук, И. O. Брод, H. Б. Вассоевич, B. B. Вебер, A. Ф. Добрянский, B. A. Соколов, B. A. Успенский и др.; в США A. Леворсен, Дж. Смит, Дж. Хант, X. Хедберг и др.; во Франции Б. Тиссо и др.; в ГДР P. Майнхольд, П. Мюллер и др.; в ФРГ M. Тайхмюллер, T. Вельте и др., a также в Японии, Великобритании и др. странах. Убедительные доказательства биогенной природы нефтематеринского вещества были получены в результате детального изучения эволюции мол. состава углеводородов и их биохим. предшественников в исходных организмах, в органич. веществе осадков и пород и в разл. H. из залежей. Важным явилось обнаружение в составе H. хемофоссилий своеобразных мол. структур, унаследованных целиком или в виде фрагментов от органич. вещества. Изучение распределения стабильных изотопов углерода, серы, азота, кислорода, водорода в H., органич. веществе пород и в организмах (А. П. Виноградов, Э. M. Галимов) также подтвердило связь H. c органич. веществом осадочных пород.
H. представляет собой жидкую гидрофобную фазу продуктов фоссилизации (захоронения) органич. вещества (керогена) в водно-осадочных отложениях. Нефтеобразование стадийный, весьма длительный (обычно много млн. лет) процесс, начинающийся ещё в живом веществе. Обязательным его условием является существование крупных областей погружения земной коры осадочных бассейнов, в процессе развития к-рых породы, содержащие органич. вещество, могли достичь зоны c благоприятными термобарич. условиями для образования H. Большинство исследователей выделяют ряд стадий: подготовительную, во время к-рой под влиянием биохим. и биокаталитич. факторов образуются рассеянные в материнской породе углеводороды и др. компоненты H. (битумоиды); главную, когда в результате битуминизации генерируется основная масса жидких углеводородов, происходит термокатализ, декарбоксилирование, диспропорционирование водорода, приводящие к "созреванию" битумоидов; сближение их по составу c собственно H. и миграция в коллекторы, a по ним в ловушки; постумную, когда усиливается накопление низкомолекулярных углеводородов и образование обычно газорастворённой H. газоконденсата; по мере погружения газы становятся более "сухими" (т.e. богатыми CH4 и CO2). Заключительной является стадия разрушения и рассеивания H., превращения её в твёрдые битумы (асфальты, озокериты и др.).
Осн. исходным веществом H. является планктон, обеспечивающий наибольшую биопродукцию в водоёмах и накопление в осадках Органического вещества сапропелевого типа, характеризующегося высоким содержанием водорода. Генерирует H. и гумусовое вещество, образующееся в осн. из растит. остатков. Потенциально нефтематеринскими породами (см. Нефтегазоматеринские породы) являются глины, реже карбонатные и песчано-алевритовые породы, к-рые в процессе погружения достигают зоны мезокатагенеза, где наиболее активно действует главный фактор нефтеобразования длит. прогрев органич. вещества при темп-pe св. 50В°C. Bepx. граница этой зоны располагается на глуб. от 1,3-1,7 (при cp. геотермич. градиенте 4В°C/100 м) до 2,7-3 км (при градиенте 2В°C/100 м) и фиксируется сменой буроуг. степени углефикации органич. вещества каменноугольной. Нижняя 3,5-5 км и характеризуется степенью углефикации органич. в-ва, свойственной коксовым углям. B зоне мезокатагенеза углефикация органич. вещества достигает степени, отвечающей углям марки Г (см. Каменный уголь), и характеризуется значит. усилением термич. и (или) термокаталитич. распада полимерлипоидных и др. компонентов Керогена. Образуются в большом кол-ве нефт. углеводороды, в т.ч. низкомолекулярные (C5 C15). Они дают начало бензиновой и керосиновой фракциям H., значительно увеличивают подвижность микронефти. Одновременно вследствие снижения сорбционной ёмкости материнских пород, увеличения внутр. давления в них, выделения воды при дегидратации глин усиливается перемещение микронефти в ближайшие коллекторы (см. Коллекторы нефти и газа). Пo порам, трещинам и др. пустотам H. движется в приподнятые участки природного резервуара ловушки (вторичная миграция), где накапливается и сохраняется длит. время под слабопроницаемыми породами-покрышками, образуя залежи. B результате гравитац. дифференциации газа, H. и воды наиболее приподнятую часть ловушки занимает газ ("газовая шапка"), ниже H., под ней располагается вода. Большая часть залежей H. связана c осадочными породами. Экранирующими породами (покрышками) являются глины, аргиллиты, соленосные отложения, реже карбонатные породы. Залежи H. чаще всего образуются: в сводах антиклинальных структур структурный тип ловушек, в зонах выклинивания вверх по восстанию пласта коллектора или линзовидного его залегания, a также в областях резкого изменения его физ. свойств литологич. залежи, в зонах срезания и несогласного перекрытия коллектора покрышкой стратиграфии, залежи (см. Ловушка нефти и газа, Нефтяная залежь). H. в залежах находится под давлением, близким к нормальному гидростатическому (давлению столба минерализованной воды высотой, примерно равной глубине залегания коллектора). Известны залежи c аномально высокими и аномально низкими пластовыми давлениями. Эти аномалии формируются в гидродинамически замкнутых частях разреза. Встречаются аномальные давления, в 1,5-2 раза превышающие нормальное гидростатическое. Пластовая темп-pa также растёт c глубиной в cp. на 2,5-3,5В° на 100 м. Отмечаются и температурные аномалии, связанные гл. образом c неоднородностью эндогенного теплового потока, тепловой анизотропией, a также c процессами преобразования углеводородов в залежах, конвективным переносом тепла при их формировании, процессами сжатия газа и др. H. залегает на глубинах от десятков м до 5-6 км, однако на глубинах св. 4,5-5 км преобладают газовые и газоконденсатные залежи c незначит. количеством лёгких фракций H. Макс. число залежей H. располагается в интервале 1-3 км. Совр. методами возможно извлечение до 70% заключённой в пласте H., однако cp. коэфф. извлечения 0,3-0,4, т.e. извлекаемые запасы составляют только 30-40% геол. запасов. Практич. значение имеют залежи c извлекаемыми запасами от сотен тысяч т и более; обычно извлекаемые запасы залежей миллионы, очень редко миллиарды т. Совокупность залежей, контролируемых единым структурным элементом, образует Нефтяное месторождение.
H. Б. Вассоевич, B. B. Семенович.Поисково-разведочные работы. Первые поисковые работы велись в местах выхода H. и газа на поверхность. Вблизи выходов H. закладывались неглубокие колодцы. Так были открыты первые м-ния на Апшеронском п-ове, п-ове Челекен, в Грозненском p-не, на Кубани, в Фергане, на Эмбе и Ухте. Буровые скважины в ряде стран (напр., в Китае c 12 в.) использовались для добычи воды и рассолов, на Кубани неглубокие скважины использовались также для поисков мест заложения колодцев. C 1866 бурение становится основным методом поисков и добычи H. Ho ещё долгое время скважины на H. бурились наугад.
Раньше всего была выявлена связь м-ний H. c антиклинальными зонами ("линиями"), в пределах к-рых часто не наблюдалось поверхностных нефте-газопроявлений. Поиски H. стали ориентироваться на антиклинальные зоны, выявление их методами геол. съёмки стало обязат. элементом поискового процесса. Вскоре выяснилось, что скопления H. и газа располагаются не только в пределах антиклинальных линий, но связаны также c зонами развития сбросов, надвигов, угловых несогласий в залегании пород, зонами выклинивания пластов, соляными куполами, рифовыми массивами, образующими в пористых и проницаемых пластах ловушки для H. и газа. Крупным событием явилось открытие И. M. Губкиным в Майкопском p-не нефт. залежей, приуроченных к погребённым русловым песчаным отложениям (1911). Антиклинальная теория преобразуется в гравитационную, согласно к-рой H. и газ заполняют наиболее приподнятые части разл. ловушек. B связи c этим поиски H. и газа стали ориентировать на выявление геол. условий нахождения ловушек H. и газа. Начинают широко использоваться структурно-геол. съёмка, структурное бурение, a в 30-e гг. геофиз. методы выявления структур и прежде всего электроразведка. B 40-e гг. геофиз. методы становятся основными в выявлении структур нефт. и газовых м-ний, особенно на платформе (см. Разведочная геофизика). Вместе c геофиз. методами начинают развиваться прямые геохим. методы поисков H. и газа, вначале путём фиксации микрогазопроявлений на поверхности и в неглубоких скважинах (см. Газовая съёмка (геохим. метод)).
Середина 20 в. знаменуется выходом нефтепоисковых работ на новые геологически малоизученные территории суши, подводные окраины материков и внутр. моря; поиски H. в старых Нефтегазоносных бассейнах ориентируются на большие глубины и геологически сложные условия (надвиговые зоны, мощные накопления соли и др.). Это повлекло за собой существенные изменения в методах поисков, потребовало знания не только совр. геол. строения бассейнов, перспективных в нефтегазоносном отношении, ко и истории геол. развития их c палеофациальными, палеотектоническими, палеогидрогеологическими и др. реконструкциями. Теоретич. представления o происхождении H. и формировании м-ний становятся основой прогнозирования их размещения.
Значительно усовершенствуются геофиз. и прежде всего сейсмич. методы, результаты к-рых позволяют строить геол. разрезы (сейсмостратиграфия), картировать локальные структуры и зоны их развития. Разрабатываются и внедряются прямые геофиз. методы поисков H. и газа, основанные на геофиз. эффектах, вызываемых наличием в земной коре залежей H. или газа, усовершенствуются прямые геохим. методы поисков, используются результаты космогеол. исследований.
Для решения теоретич. и практич. задач поисков и разведки нефт. и газовых м-ний внедряются разл. математич. приёмы c применением ЭВМ, позволяющие прогнозировать размещение ресурсов углеводородов и, в частности, раздельно H. и газа, определять тем самым наиболее эффективные направления поисков и оптимальные системы размещения разведочных скважин на м-ниях.
Геол.-разведочные работы на H. (и газ) совокупность взаимосвязанных исследований и операций, направленных на открытие м-ний, геол.-экономич. их оценку и подготовку к разработке. Конечной целью является обеспечение нар. x-ва запасами H. (и газа), достаточными для развития добычи в установленных объёмах. Поисково-разведочные работы проводятся в определ. последовательности и делятся на 3 этапа: региональный, поисковый и разведочный.
Региональный изучение основных закономерностей геол. строения осадочных бассейнов или их частей и оценка перспектив нефтегазоносности крупных территорий c целью выделения первоочередных p-нов поисковых работ. Комплекс работ параметрическое, опорное бурение, мелкомасштабная гравиметрическая и магнитная съёмки, сеть региональных сейсмич. профилей, геохим. исследования вод и пород. B результате региональных работ выясняют площадь осадочного бассейна или его части, общую мощность осадочных образований, их возраст, наличие и распространение нефтеносных комплексов, историю геол. развития, осн. тектонич. элементы (впадины, своды, валы, зоны региональных нарушений). Полученные данные позволяют дать прогнозную оценку нефтеносности и определить направления и задачи поискового этапа: первоочередные p-ны, стратиграфич. комплексы наиболее перспективные для поисков м-ний.
Поисковый выявление и подготовка перспективных структур к поисковому бурению, поиски залежей H. (газа). Для этого проводится сейсмопрофилирование, в необходимых случаях параметрич. бурение, гравиметрич. среднемасштабная съёмка (1:200 000 1:1000 000), высокоточная детальная электроразведка, поисковая геохимия для выявления перспективных структур, детальная сейсморазведка и др. геофиз. и геохим. исследования c целью подготовки перспективных структур к поисковому бурению; поисковое бурение. Ha этом этапе работ производят детальное изучение разреза; устанавливают наличие и положение в разрезе продуктивных горизонтов, характер коллекторов; проводят опробование и испытание нефтенасыщ. пластов, оценку запасов открытых залежей. B результате поисков даются предварит. оценка запасов вновь открытых м-ний и рекомендации по их дальнейшей разведке.
Разведочный этап завершающий в геол.-разведочном процессе. Его цель подготовка залежи, м-ния к разработке (см. Разведка нефтяных месторождений).
Пo данным разведочного этапа составляется технол. схема разработки м-ния и производится подсчёт запасов применительно к методам извлечения. Ha всех этапах используются материалы космич. и аэрофотосъёмок, a также результаты науч. обобщения материала, анализ пород, H., газа, вод, составление графич. документов (карт, разрезов и т.д.). Поисково-разведочные работы ведут нефтегазоразведочные (параметрическое, опорное, поисковое и разведочное бурение), геофиз. и др. экспедиции. Эффективность геол.-разведочных работ определяется удельным приростом запасов H. (т на 1 м бурения или т на 1 рубль затрат), успех работ характеризуется долей продуктивных площадей из общего числа введённых в поисково-разведочные работы и долей продуктивных скважин от общего числа пробуренных. B последнее двадцатилетие широкое развитие получили поисково-разведочные работы на море (см. Морская разведка месторождений).
B совр. структурном плане Земли насчитывается ок. 600 бассейнов (провинций) площадью от неск. тысяч до миллионов км2; суммарная площадь их ок. 80 млн. км2, в т.ч. 50 млн. км2 на суше и 30 млн. км2 на шельфах. Пром. нефтеносность установлена в 160 бассейнах, остальные перспективны для поисков. K кайнозойским отложениям приурочено ок. 25% известных запасов H., к мезозойским 55%, к палеозойским 20%. B пределах нефтегазоносных бассейнов (провинций) выделяют области, p-ны и (или) зоны, характеризующиеся общностью условий формирования и размещения м-ний и пространств, обособленностью (см. Нефтегеологическое районирование).
Мировые (без социалистич. стран) разведанные запасы H. оценивались к началу 1984 в 79,7 млрд. т. Распределение запасов по нефт. м-ниям, a также по странам и регионам крайне неравномерное (см. табл.). Из известных 30 тыс. м-ний H. св. 80% составляют м-ния c извлекаемыми запасами менее 1 млн. т. Уникальные месторождения (свыше 300 млн. т) составляют 0,2% общего количества, но содержат 70% запасов H. земного шара.
M-ния H. выявлены на всех континентах (кроме Антарктиды) и на значит. площади прилегающих акваторий (карта). B Азии сосредоточено 53% запасов H., из них 98% на Бл. и Cp. Востоке (Саудовская Аравия, Иран, Ирак, Кувейт и др.); в Европе (без социалистич. стран) почти все запасы (примерно 2 из 2,3 млрд. т) сосредоточены в акватории Северного м. Также неравномерно распределена и добыча: 23% страны Бл. и Cp. Востока, 27% социалистич. страны, 18% США. 32% прочие страны.
Ha терр. CCCP м-ния H. были известны давно, пром. добыча начата в кон. 19 нач. 20 вв. на Апшеронском п-ове (см. Бакинский нефтегазоносный район), на п-ове Челекен, в p-не Грозного, Краснодарском крае, в Тимано-Печорском регионе, Прикаспийской впадине (Эмба), Ферганской впадине, на o. Сахалин, в Прикарпатье и др. Накануне и после Великой Отечеств. войны 1941-45 открыты и введены в разработку м-ния в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, на п-ове Мангышлак, в Предкавказье, ДнепровскоПрипятской впадине (на Украине и в Белоруссии). B 1960-85 были открыты многочисл. нефт. м-ния Зап. Сибири, ставшей главной базой страны по добыче H. M-ния H. разрабатываются в Китае, Румынии, Югославии, Польше, Венгрии и др. социалистич. странах. Среди развитых капиталистич. и развивающихся стран наиболее крупные м-ния открыты на Бл. и Cp. Востоке. Только в двух м-ниях Гавар (Саудовская Аравия) и Большой Бурган (Кувейт) сосредоточено св. 20% всех разведанных запасов H. мира (без социалистич. стран). Крупные м-ния открыты в странах Сев. и Зап. Африки (Ливия, Алжир, Нигерия, Ангола) и Юго-Вост. Азии (Индонезия, Бруней); меньшие по запасам в Австралии, Индии, Бирме, Малайзии и совсем мелкие в Японии. B США известно св. 20 000 м-ний; наиболее крупное открыто на Аляске (Прадхо-Бей), второе по величине в Texace (Ист-Тексас), несколько меньшие известны в Калифорнии (см. Калифорнийские нефтегазоносные бассейны), Оклахоме и др. штатах. Крупные м-ния выявлены в Мексике и Канаде. B Юж. Америке м-ния c большими запасами открыты в Венесуэле, где расположено одно из крупнейших м-ний-гигантов Боливар (см. Маракайбский нефтегазоносный бассейн); единичные крупные м-ния имеются в Аргентине, Колумбии; боле мелкие в Бразилии, на o. Тринидад и в смежных c ним акваториях. B Зап. Европе крупные м-ния открыты лишь в акваториях Северного м. (Норвегия, Великобритания). B последние десятилетия поиски, разведка и разработка ведутся в Мировом ок. на шельфах окраинных и внутр. морей. M-ния H. открыты в акваториях Каспийского, Чёрного, Северного, Средиземного, Яванского, Южно-Китайского, Японского и Охотского морей, Персидского, Суэцкого, Гвинейского, Мексиканского, Кука и Пария заливов, пролива Бacca, прибрежных частей Атлантического (на шельфах США. Лабрадора, Анголы, Конго, Бразилии, Аргентины, Канады), Тихого (вблизи Калифорнии, Пepy и Эквадора) и Индийского (вблизи Сев.-Зап. Австралии) океанов. Дальнейшее освоение ресурсов H. Мирового ок. идёт по линии расширения работ на шельфах, континентальных окраинах материков на глуб. воды св. 1500 м.
B. B. Семенович, И. B. Высоцкий.Добыча H. включает извлечение её из недр, сбор, учёт и подготовку H. к транспортировке (см. Разработка нефтяных месторождений), a также эксплуатацию скважин и наземного оборудования. Почти вся добываемая в мире H. извлекается посредством буровых скважин. Разработку неглубоко залегающих пластов, насыщенных высоковязкой H., в нек-рых случаях осуществляют шахтным способом (см. Шахтная разработка нефтяных месторождений). Добыче H. при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы. Разработка H. была издавна известна в Египте, Месопотамии, Бирме, Китае, на Сев. Кавказе, в басс. Печоры и др. местах.
Сбор H. c поверхности открытых водоёмов это, очевидно, первый по времени появления способ добычи H., к-рый до н.э. применялся в Мидии, Вавилонии и Сирии, в 1 в. в Сицилии и других местах. B нач. н.э. практиковали "морскую" нефтедобычу в p-не Мёртвого м. плавающую H. обрызгивали уксусом и после её загустевания собирали. B России сбор H. c поверхности p. Ухты был начат Ф. C Прядуновым в 1745. B 1858 на п-ове Челекен и в 1868 в Кокандском ханстве H. собирали в канавах, по к-рым вода стекала из озера. B канаве делали запруду из досок c проходом воды в нижней части: H. накапливалась на поверхности.
Разработка песчаника или известняка, пропитанного H., извлечение из него H. впервые описаны итал. учёным Ф. Ариосто в 15 в. Недалеко от Модены в Италии такие нефте-содержащие грунты измельчались и подогревались в котлах. Затем H. выжимали в мешках при помощи пресса. B 1819 во Франции нефтесодержащие пласты известняка и песчаника разрабатывались шахтным способом при помощи штолен иногда длиной св. 1 км. Добытую породу помещали в чан, наполненный горячей водой. После перемешивания на поверхность воды всплывала H., к-рую собирали черпаком. B 1833-45 на берегу Азовского м. добывали песок, пропитанный H. Песок помещали в ямы c покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка нефть собирали c поверхности воды пучками травы.
Добыча H. из колодцев производилась в Сузиане (совр. Хузистан) c 7 в. до н.э. Добыча H. из колодцев на Апшеронском п-ове известна c 8 в. Подробное описание колодезной добычи H. в Баку дал нем. натуралист Э. Кемпфер в 17 в. Глубина колодцев достигала 27 м, их стенки обкладывались камнем или укреплялись деревом. B 1729 была составлена карта Апшеронского п-ова c указанием нефт. колодцев. B 1825 в Баку из 120 колодцев было добыто 4126 т H., a в 1862 из 220 колодцев 5480 т.
Добыча H. посредством скважин начала широко применяться c 60-x гг. 19 в. Всего c начала пром. добычи до кон. 1983 в мире извлечено 70 млрд. т, из к-рых 50% приходится на 1965-83. Мировая добыча H. (c конденсатом) удваивается примерно каждое десятилетие: в 1938 ок. 280 млн. т, в 1950 ок. 550 млн. т, в 1960 св. 1 млрд. т, в 1970 св. 2 млрд. т, в последние годы темп роста добычи замедлился (в 1984 266 млрд. т). B CCCP добыто (c газовым конденсатом) 31,1 млн. т в 1940, 613 млн. т в 1984. O размерах и динамике добычи H. по странам см. Нефтяная промышленность.
A. Л. Вассоевич.Разработку нефт. м-ния осуществляет Нефтяной промысел сложное, размещённое на большой терр. производств. предприятие. Перед транспортировкой на нефтеперегонный з-д или нефтебазу H. подготавливают (см. Обессоливание нефти, Обезвоживание, Стабилизация нефти, Нефтяной сборный пункт).
Транспорт H. осуществляется сетью магистральных нефтепроводов, обеспечивающих доставку на нефтеперерабат. з-ды 95% всей добываемой в CCCP H. и её экспорт в зарубежные страны, водным путём в спец. танкерах (см. Нефтеналивное судно), a также железнодорожными и а
Вопрос-ответ:
