Нефть (Oil) - это

полезное ископаемое, жидкое горючее сложного состава, основа - углеводороды различной молекулярной массы и другие незначительные примеси, продукт длительного преобразования животных и растительных остатков под воздействием большого давления и температуры

Происхождение термина нефть, история открытий и изобретений связанных с нефтью, цена нефти, крупные нефтяные компании, теории происхождения нефти, основные геологические принципы нефтяных месторождений, ключевые термины и концепции геологии нефти, физические свойства нефти, химический состав нефти, фракционный состав нефти, классификация запасов нефти, мировые запасы нефти, разведка нефти, добыча нефти, переработка нефти, нефтехимия, экология нефтяной отрасли

Нефть - это, определение

Нефть - это жидкое полезное ископаемое. Нефть различных месторождений отличается своими свойствами

Нефть - это раствор углеводородов различного химического строения,кислорода, серы и прочих элементов

Нефть - это товар сырьевого рынка, ее цена влияет на цену других товаров

Нефть - это результат длительной минерализации органических остатков

Нефть - это результат каталитического синтеза углеводородов на большой глубине

Нефть - это энергоноситель. 75% нефти на нефтеперегонных заводах становиться топливом для транспорта.

Нефть - это сырье . Нефтехимические предприятия дают человечеству товары для медицины и быта, материалы для промышленности

Нефть - причина мировых войн и многих локальных конфликтов .

Происхождение термина нефть

Слово petroleum, обозначающее нефть в английском и некоторых других языках, образовано сложением двух слов: греч. πέτρα - камень и лат. oleum - масло, то есть буквально «каменное масло». Во времена химика и минералога В. М. Севергина (1765-1826) в России нефть называли «горное масло».

Происхождение русского названия нефть точно не установлено, и существует несколько версий. По одной из них, слово пришло в русский язык из персидского, (naft посредством турецкого, в котором изменилось на тур. neft).

В Древней Персии существовало огнепоклонничество, и во время обрядов жрецы черпали жидкость из углублений, выкопанных близ естественных выходов нефти к самой поверхности, а затем поджигали её; этот обряд назывался «нафтой». Некоторые языковеды считают природой слова индийское «нафата» (просачиваться, стекать), предполагая что позже оно перешло в персидский язык.

Другие считают, что персидское nаft - «нефть» является исконным и восходит к древнеиранскому слову со значением «влажный». Третьи считают, что naft заимствовано из семитских языков, где глагольный корень npt означает плевать (нефть, находящаяся у самой поверхности и как правило густая, при образовании отверстия в земле начинает плевками поступать в него).

История нефти

Если обратиться к историческим фактам, стоит вернуться на (8 тысяч лет назад). Примерно (за 6 тысяч лет до нашей эры) шумеры, жившие в междуречье Тигра и Евфрата, встретились с удивительным веществом, выступившем не поверхность земли в виде вязкой массы, похожей на смолу. Это был нефтяной битум, который в условиях недостатка дерева и камня стали эффективно использовать для возведения грандиозных построек. Битум добавляли в смесь из глины, песка и гравия, из которой делали кирпичи. Им же укрепляли кладку, и получившиеся стены оказывались чрезвычайно прочными.

Битумом покрывали дороги, укрепляли берега искусственных водоемов. Кроме того, им обмазывали лодки и посуду, обеспечивая таким образом водонепроницаемость.

Более редкую жидкую нефть применяли для освещения помещений. Интересно, что нефть считалась целебной – шумеры пытались лечить ею нарывы и боль в суставах. Египтяне нашли нефти еще одно удивительное применение – они применяли ее для бальзамирования.

По свидетельству Геродота, битум широко использовался при создании стен , башен Вавилона и герметизации судов . Он же описывает древний способ добычи нефти из «известного колодца», расположенного недалеко от Ардерикки – селения у Евфрата, где располагалось имение персидского царя Дария. «Из этого колодца вычерпывают асфальт, соль и масло следующим образом.

Асфальт вычерпывают с помощью колодезного журавля, а вместо ведра прицепляют к нему пол винного бурдюка. Погрузив бурдюк, зачерпывают им жидкость и выливают в сосуд. Затем жидкость переливается в другой сосуд, где она разлагается на три составные части. Асфальт и соль тотчас же осаждаются». А вот что Геродот пишет о загадочном «масле»: «Персы называют его "раданака", оно черного цвета с неприятным запахом».

Знали нефть и в Древней Индии. В развалинах древнеиндийского города Мохенджо-Даро был обнаружен огромный бассейн, построенный (5 тысяч лет назад), дно и стены которого были покрыты слоем асфальта.

На Ближнем Востоке нефть стала ходовым товаром в начале нашей эры. Иранские и арабские летописи свидетельствуют, что еще (в 3-4 веках) нефть, добываемая на Апшеронском полуострове, вывозилась в Персию, откуда распространялась и по другим странам.

Еще одна сильнейшая древняя цивилизация впервые применила нефть в военных целях. Китайские воины бросали в ряды противников горшки с горящей нефтью за много веков до изобретения знаменитого «греческого» огня.

Именно в Китае (в 4 веке) нашей эры впервые пробурили нефтяную скважину, используя полые стволы бамбука.

Нефть использовали в качестве топлива – ее жгли, чтобы вскипятить соляной раствор из природных источников, выпарить воду и добыть таким образом соль. Самые глубокие скважины достигали 240 метров. Более того, китайцы создали целые трубопроводы из бамбуковых трубок, ведущие от места добычи к соляным источникам. Нельзя не упомянуть и о том, что асфальт использовался при строительстве Великой китайской стены.

Конечно же, нефть была известна грекам и римлянам. Древнегреческий врач Гиппократ оставил много рецептов, в состав которых входила эта горючая жидкость. Римляне дали веществу название, перешедшее затем во многие языки – oleum petrae, «каменное масло». А наследники греков византийцы создали с помощью нефти супероружие раннего средневековья – «греческий огонь».

Рецепт его держали в большом секрете, но впоследствии стало известно, что в число ингредиентов входили нефть, сера и селитра . Сосуд со смесью привязывали к метательному копью, которое запускалось огромной пращой. С быстротой молнии и страшным грохотом огненный снаряд летел к цели. Вода не могла погасить распространявшееся во все стороны пламя, поэтому современники полагали, что войско, вооруженное «греческим огнем», победить невозможно.

Так на протяжении многих и многих веков нефть была не просто ценным продуктом, но и настоящим чудом древнего и средневекового мира.

(Около 3 тысяч лет до н.э). Древние египтяне, жители Междуречья и обитатели государств Ближнего Востока собирают нефть с поверхности воды. Ее используют в строительстве, для освещения домов, в качестве топлива и даже добавляют в состав для бальзамирования.

(347 год н. э.) В Китае закладывают первую скважину для получения нефти, используя полые стебли бамбука в качестве труб. Буровой инструмент – долото и бамбуковые штанги – опускались в скважину на канатах толщиной 1-4 см, свитых из индийского тростника.

(1126 г.) Пробурены первые скважины для добычи пресной воды во французской провинции Артуа

Интересно, что поражение русского князя Игоря в борьбе с половцами можно объяснить тем, что в распоряжении хана Кончака было это секретное оружие. По мнению историка В. Н. Татищева, у половцев был огромный снаряд для метания огня, благодаря которому они и победили в битве с Игорем (в 1184 году). Для составления горючей смеси они использовали нефть из источников Керчи или Тамани.

(1264 год.) Марко Поло (1254-1324, известный путешественник и писатель, давший подробные описания своих странствий на Восток) сообщает, что жители Апшеронского полуострова на территории современного Азербайджана собирают нефть, просачивающуюся из земли.

(1500 год.) В Польше освещают улицы при помощи нефти, полученной в районе Карпат.

(1532 г.) На территории нынешнего Перу асфальт использовали для покрытия дорог.

(1597 г.) Ухтинская нефть впервые доставлена в Москву

(2 января 1703 г.) Формальный день рождения русской нефти. Все хорошее, равно как и плохое, в России началось с царя Петра Великого. Первая русская газета «Ведомости», редактором которой был сам царь, сообщала: «Из Казани пишут, что на реке Соку нашли много нефти. Петр высоко оценил нефть, считая, что сей минерал, если не нам, то нашим потомкам весьма полезен будет»

(1711 год.) Греческий врач Эйрини д’Эйринис обнаруживает залежи природного асфальта в местечке Валь-де-Травер (современный город Невшатель в Швейцарии), где в 1719 году открывает битумную шахту, которая будет функционировать до 1986 года.

(В 1721 году) на реке Ухте в Пустозерском уезде инженер Григорий Черепанов нашел нефтяные источники, но их промышленная разработка оказалась убыточной из-за высокой себестоимости.

(В 1723 году) в приказе генералу Матюшкину Петр I указал: «Белой нефти тысяча пудов или сколько возможно прислать, да поискать здесь мастера».

(в 1723 году) генерал Матюшкин, выполняя приказ, захватил г. Баку

(1733 г.) Бакинские мастера свыше 200 лет тому назад уже могли осуществлять перегонку нефти

(1745 г.) Ф. Прядунов получил разрешение начать добычу нефти со дна р. Ухта, но с его смертью производство пришло в упадок

(Конец XVIII в.) В США в те годы возник специальный термин – «метод дикой кошки»: искали по чутью, иногда шарахаясь в сторону, как это делает испуганная кошка. Описание английского геолога К. Крэг закладки скважины: «Для выбора места съехались заведующие бурением и управляющие промыслами и сообща определили площадь, в пределах которой должна быть заложена скважина.

С обычной в таких случаях осторожностью никто не решался указать ту точку, где следовало начинать бурение. Тогда один из присутствующих, отличавшийся большей смелостью, сказал, указывая на кружившую над ними ворону: – Господа, если нам все равно, давайте начнем бурить там, где сядет эта ворона… Предложение было принято. Скважина оказалась очень плодотворной. Но если бы ворона пролетела на сотню ярдов дальше к востоку, то встретить нефть не было бы ни какой надежды…».

  Исторические периоды зарождения нефтяной промышленности

Современная история нефтяной индустрии ведет начало со второй половины 19 века. Каждый исторический период показывает процесс превращения нефти из малозначимого природного ресурса в мощнейший инструмент борьбы за мировое господство.

    Первый период - (начало 50-х годов 19 века до Первой мировой войны)

Зарождаются первые нефтяные компании – корпорация “Стандарт ойл“ Джорджа Рокфеллера в США и компании братьев Нобеле в России, которые явились катализатором развития мирового капитализма. Осуществляя стратегию бизнеса от добычи до сбыта готовой продукции, компании добились больших успехов. Этот процесс в современном бизнесе называется “вертикальной интеграцией” .

(1806 по 1872 годы) Период добычи нефти в Баку получил название «колодезного».

(В 1821 году) нефтяные колодцы Бакинских месторождений были отданы на откуп купцу Мирзоеву.

(1823 год.) В Моздоке Василий Дубинин с братьями Герасимом и Макаром создает первый в мире нефтеперегонный куб, служащий для промышленного производства керосина. Нефтеперегонная установка братьев Дубининых представляла собой железный куб, обложенный кирпичной кладкой, с топкой под ним и змеевиком, помещенным в деревянной кадке с водой, выполняющим роль конденсатора-холодильника.

Получаемый в результате перегонки нефти керосин собирался в обычное приемное ведро. Цикл работы куба Дубининых занимал более 20 часов За один цикл перерабатывалось 410-420 кг нефти и получалось около 190 литров керосина. На одну перегонку требовалось в качестве топлива до 15 кг нефтяного остатка или 60 кг дров.

(1848 год.) Первая в мире нефтяная скважина современного типа пробурена на Апшеронском полуострове неподалеку от Баку. Однако нефти она не дала. Причина отсутствия нефти заключалась в неблагоприятных геологических условиях. Государство отказалось финансировать бурение следующих скважин.

(1849 год.) Канадский геолог Абрахам Геснер впервые получает керосин.

(1853 год.) Львовские аптекари Иван Лукасевич и Ян Зех изобрели безопасную керосиновую лампу.

(1857 г.) Румыния – первая страна в мире, зарегистрировавшая нефтедобычу

(1859 год.) Начинается добыча нефти в США. Первая скважина глубиной 21 метр пробурена в штате Пенсильвания.

(1862 год.) Баррель становится официальной единицей объема, принятой у нефтяников. В США, где стремительно развивается нефтяной промысел, до появления железных цистерн нефть перевозят в деревянных бочках (barrel – бочка). Производители этих изделий решили делать бочки для нефти того же объема, что и бочки для сельди. Согласно указу, подписанному в 1492 году в Великобритании, объем бочки для сельди должен быть равен 42 галлонам (примерно 149 литрам).

(1864 г.) Впервые русский предприниматель, полковник Новосильцев на площади Кудако (Краснодарский край) пробурил скважину ударным способом с механическим приводом бурового станка Скважина, пробуренная в Краснодарском крае, впервые стала фонтанировать

(1865 год.) В США в штате Пенсильвания сооружен первый нефтепровод длиной в 6 км.

Он был построен нефтепромышленником Сэмюэлем Ван Сикелем и соединял нефтяные скважины Ойл-Крик с железнодорожной станцией Миллер Фарм Стэйшн. Пропускная способность нефтепровода составляла около 2 500 баррелей в сутки.

(в 1869 г.) откупщик Мирасов получил разрешение на бурение нефтяной скважины. Зало-женная им в Балаханах скважина с глубины 64 м. дала обильное выделение газа.

(В 1871 году) Мирзоев заложил вторую скважину, которая с глубины 45 м. дала фонтан нефти, сначала 11, а затем 33 т/сут. Бурение производилось примитивно, с помощью балансира, лебедки и ручного насоса.

Вплоть (до 1872) года действовала откупная система, по которой месторождения каждые четыре года меняли владельцев Росла себестоимость, а инвестиции падали – гарантии продолжения разработок не было никаких.

Когда (в 1873 году), на глубине всего 14 саженей, забил первый мощный фонтан, выбросивший за самое короткое время несколько миллионов пудов нефти, бурение пошло с головокружительной быстротой.

(1870 год.) Джон Рокфеллер открывают компанию Standard Oil, контролирующую 10% нефтедобычи в США. Ее доля вскоре достигнет 90%, что становится причиной разработки первого в мире антимонопольного законодательства.

(В 1870 году) число нефтеперегонных заводов в Бакинском районе составило 47

Первые в России железнодорожные нефтеналивные цистерны были изготовлены мастерскими Московско-Нижегородской железной дороги (в 1872 году).

(1873 год) 9 буровых вышек в Баку

(В 1873 году) в период очередного нефтяного кризиса (цена на пуд нефти упала с 45 до 2–3 копеек.) на Кавказ приехал представитель младшей ветви рода - Роберт Нобель.

Через пять лет братья Роберт и Людвиг Нобели владели 7 из 301 общероссийскими скважинами, нефтеносными участками, нефтепроводом и первым в мире металлическим танкером. Товариществу принадлежало 150 предприятий по сбыту продукции из нефти.

Братья Нобель и семейство Ротшильдов сыграли ключевую роль в развитии нефтяной промышленности в Баку, бывшего в то время частью Российской империи. Нефтяная промышленность получила стремительное развитие и на рубеже веков на долю России приходилось более 30 % мировой нефтедобычи.С перевозок нефти, добываемой Ротшильдами, в Западную Европу начала свой бизнес компания Шелл Транспорт и Трейдинг, позже ставшая частью Роял Датч/Шелл

(В 1873 году) на бакинских нефтяных промыслах появилась первая паровая машина

(В 1873 году) ввоз иностранного керосина достиг максимума – 46.1 тыс. тонн. В дальнейшем ввоз иностранного керосина вытеснился появлением своего керосина.

(1874 год.) Появилась первая в мире вертикально интегрированная нефтяная компания - "Бакинское нефтяное общество".

(В 1876 году) началась коммерческая добыча на Челекенском полуострове на территории современной Туркмении.

Первым в мире нефтеналивным пароходом было судно "Зороастр", построенное( в 1878 году) в Швеции для перевозок нефти по Каспийскому морю. В цистернах, установленных в трюмах, вмещалось 250 тонн нефти. Позднее цистерны с парохода были сняты и он стал принимать груз непосредственно в трюм.

(С 1877 года) Бакинская нефтяная промышленность встала на твердую почву.

(1877–1878 гг.) Французские ученые, воздействуя соляной кислотой на зеркальный чугун и водяными парами на железо при белом калении, получили водород и значительное количество УВ, которые даже по запаху напоминали нефть

(1878 год.) В Баку проложен первый в России нефтепровод, соединивший нефтяные месторождения с нефтеперерабатывающим заводом.

(1888 г.) Немецкие ученые Г. Гефер и К. Энглер поставили опыты по перегонке жира трески при температуре 400 °С и давлении порядка 1 МПа. На основании опыта был сделан вывод, что нефть образовалась из животных жиров.

Продукт перегонки жира отличался по составу от природной нефти. Карл Энглер назвал его протопетролеум (от греч. «протос» – первый и англ. «petro-leum» – нефть). Удалось получить УВ и из репейного и оливкового масел Из 492 кг. жира извлекли 299 кг. (61 %) масла, плотностью 0,81 г/см3, состоящего на 90 % из УВ коричневого цвета, а также горючие газы, воду, парафин, и смазочные масла, в состав которых входили алкены, нафтены и арены.

Быстрый рост добычи нефти сопровождался строительством различных заводов по переработке сырой нефти, открытием завода по производству масел в районе Ярославля (в 1879 г.) и аналогичного производства в том же году в Нижнем Новгороде

Уже (в 1879 году) насчитывалось 126 отдельных фирм и предпринимателей, которые добывали нефть на площади в 411 десятин (казенных земель было 259 десятин, и частновладельческих – 152). По мере развития нефтеперегонных заводов, как в Баку, так и в других местах России, керосин местного производства стал поступать на внутренний рынок наряду с американским.

(После 1488 года) ввоз иностранного керосина был окончательно прекращен .

Первый русский автомобиль был построен Е.А. Яковлевым и П.А. Фрезе (в 1886 году). Автомобиль был показан на Всероссийской художественно-промышленной выставке в Нижнем Новгороде. Двухместный экипаж даже совершал по территории выставки поездки с пассажирами.

(1886 год.) Германский инженер Карл Бенц (1848-1929) предложил покупателю первый годный для эксплуатации прообраз современного автомобиля.

(1886 год.) Соотечественник Бенца, инженер Готлиб Даймлер (1834-1900) первый запустил в производство функциональный автомобильный двигатель, работающий на жидком топливе.

(1889 г.) Космическая гипотеза происхождения нефти. В.Д. Соколов высказал предположение, что в тот период, когда наша планета представляла собой газовый сгусток, в составе этого газа присутствовали и углеводороды. По мере охлаждения раскаленного газа и перехода его в жидкую фазу, углеводороды постепенно растворялись в жидкой магме. Когда же из жидкой магмы стала образовываться твердая земная кора, она, согласно законам физики, уже не могла удержать в себе углеводороды. Они стали выделяться по трещинам в земной коре, поднимались в верхние ее слои, сгущаясь и образуя здесь скопления нефти и газа.

(1890 год.) Германский инженер Рудольф Дизель представляет дизельный двигатель, способный работать на побочных продуктах переработки нефти.

(В 1890 году) число нефтеперегонных заводов в Бакинском районе составило 69

(В 1890 году) вокруг Грозного работали 170 скважин. Доход от аренды получало Терское казачье войско. Неграмотные чеченцы были против нефтедобычи. Именно они смогли поставить дело так, что после 1917 года все нефтяное дело в Грозненском районе было разгромлено и самым безжалостным способом уничтожено.

(1896 год.) Генри Форд выпускает свой первый автомобиль с четырехтактным двигателем. Через несколько лет, применив конвейерный метод сборки, он начнет эру всеобщей автомобилизации. С этого времени нефть рассматривается прежде всего как сырье для производства бензина.

(В 1898–1902 гг.) Россия за счет Баку опередила Америку по добыче нефти и до 1917 года оставалась крупнейшим производителем нефти в мире.В экспортных доходах Российской Империи нефть стояла на третьем месте после зерна и леса.

(В конце 19-го века) использовался оригинальный способ поиска. Скважины стали закладывать на «нефтяной линии», то есть на прямой, соединяющий две скважины, дающие нефть. Ход рассуждений при этом был прост. Если скважины А и В дают нефть, то вполне возможно, что будет продуктивной и скважина С, расположенная между ними Таким методом (теперь его называют методом проб и ошибок, а в просторечии – методом «тыка»), невозможно было руководствоваться долго: слишком дорого обходилась каждая ошибка

(1900 год.) Россия занимает 1-е место по объемам добычи нефти

(в 1901 году) число паровых машин в Баку составило 2769

(1901 год) 1740 буровых вышек в Баку

(В 1901 году) в Бакинском районе достигнута максимальная дореволюционная добыча нефти – 11 млн. тонн

(1903 г.) В США и многих др. странах получили распространение штанговые глубинные насосы, способные поднимать нефть с больших глубин. На промыслах России глубиннонасосный способ не получил распространение из-за отсутствия средств борьбы с песком

(В 1902–1917 гг.) устья периодически фонтанирующих скважин были оборудованы специальными будками, внутрь которых изливалась нефть. Будки предотвращали разбрызгивание нефти, которая могла создать пожароопасную ситуацию. Попадая в эту будку, струя нефти ударялась в располагавшийся над ее устьем щит, теряла энергию и стекала по стенкам в желобки, а по ним в амбары, представляющие собой земляные ямы, прикрытые крышками. Господствующим способом добычи нефти являлось тартание (добыча нефти с помощью желонки). В качестве двигателей использовались паровые машины.

(1903 год.) Первый полет самолета, созданного братьями Райт. Пока к авиационному бензину не предъявляют особых требований, но начиная с 1920-х годов ученые стремятся создать чистое авиационное топливо.

(30 декабря 1904 года) «Мазутная конституция» – первый коллективный договор, заключенный между работниками и предпринимателями в нефтяной отрасли Требования бакинских нефтяников состояли из 28 пунктов и подразумевали урегулирование проблем, охватывающих 5 основных трудовых отношений.

(1905 год.) В Баку происходит первый в истории масштабный пожар на нефтяных месторождениях. В ходе пожаров было уничтожено более половины производительных скважин в этом регионе.

Во время революции 1905 года были сожжены многие нефтяные скважины. Прямые убытки превысили 40 млн рублей. Был утерян экспортный рынок. Если в 1904 году из России вывозилось 119,2 млн пудов, то в 1905 году вывоз составил всего 51,44 млн пудов, а в 1906 – 47,6 млн пуда. Утраченные рынки захватил Рокфеллер со своей нефтяной империей «Стандарт Ойл».

(До 1905 года) основная часть русского керосина шла в Англию. После 1905 года поставки его упали ровно в 6 раз. До этого времени русская нефтяная промышленность была сильнейшей в мире. После 1905 года 61 % мировой нефтедобычи приходился на США. У России осталось всего 28 % . В канун революции 1917 Грозненская нефть составляла 21,8 % общероссийской добычи, была дешевле Бакинской и превосходила ее по качеству.

(1907 год.) Завершено строительство самого большого в то время в мире по протяженности магистрального нефтепровода Баку - Батуми диаметром 200 мм и длиной 835 км, который продолжает эксплуатироваться и по сей день.

Первый в мире морской теплоход-танкер был построен в России (в 1908 году). Танкер "Дело" имел грузоподъемность 5000 тонн и предназначался для плавания в Каспийском море. Переименованный впоследствии в "Валерий Чкалов" танкер перевозил нефть свыше пятидесяти лет.

Производство легковых автомобилей (пятиместный фаэтон "Руссо-Балт") началось в России (в 1908 году в г.) в Риге.

(1908 г.) В Иране пробурена первая скважина и открыто месторождение Месджид-и-Сулейман на глубине 150 м (основной продуктивный горизонт свита асмари (известняки миоценового возраста)

(К 1965 г.) открыто более 50 гигантских и крупных месторождений. Отдельные залежи превышали по запасам 300 млн. т.

(В 1910 году), как свидетельствует статистика, большую часть топлива в мире составлял уголь – 65 %. За ним шли дрова и на последнем месте стояла нефть. Ее доля в мировом топливном балансе составляла всего 3 %, а природный газ вообще не использовался Через четверть века доля каменного угля снизилась до половины, в то время как доля нефти в топливном балансе возросла до 15 %. Во многих странах мира начали использовать и природный газ

(1911 г.) Изобретение американцем Юзом шарошечного долота (шарошки долго именовались конусами Юза). Резко возросли скорости бурения. Скважину глубиной 500 саженей (около 1000 м бурили за 90 дней). Коммерческая скорость бурения достигала 330 м/мес.

В канун революции 1917 года не Эмираты или Ирак, а именно Россия обладала самым богатым на тот момент месторождением нефти в мире. Оно находилось в городе Грозном

    Второй период - (охватывает время от Первой до Второй мировых войн)

Первая мировая война впервые в истории показала роль и значение нефти для военных целей. С целью регулирования ограниченных ресурсов нефти Конференция союзников координировала распределение нефти и явилась прообразом ОПЕК. Для целей экономического развития страны мира нуждались в больших объемах нефти, поэтому нефть стала основным элементом национальных стратегий. Выражение “нефть – это власть“ стало объективной реальностью. Нефть стала символом могущества и независимости.

(1914 - 1918 годы.) Первая мировая война. Контроль за месторождениями нефти в Каспийском бассейне является одной из ее причин.

Накануне первой мировой войны 75 % всей добываемой в России нефти сжигалось в топках паровых котлов. Основными потребителями нефтяного топлива были промышленность, железные дороги и водный транспорт.

(К 1917 году) иностранным капиталистам в Баку и Грозном принадлежало около 46–50 % инвестированного капитала. Правительство было заинтересовано в получении от нефти значительного дохода внутри страны, поэтому большая часть нефти перерабатывалась и потреблялась внутри страны. На экспорт шли преимущественно керосин и смазочные масла, которыми внутренний рынок был насыщен. Последующее постепенное увеличение добычи нефти в России было весьма незначительным и кратковременным.

Добыча нефти (в 1916 г.), достигшая самого высокого уровня после 1901 г., составляла лишь 85–90 % добычи 1901 г. и 16 % – всей мировой добычи. Но все же Россия сохраняла второе место в мировой добыче нефти вплоть до 1917 г. К этому времени мировая добыча нефти достигла 27,8 млн тонн, а нефтедо-бывающих стран с добычей свыше 33 тыс. тонн было уже 11

29 сентября 1916 годана земле появился первый долларовый миллиардер, им стал основатель компании «Стандарт Ойл» Джон Дэвисон Рокфеллер

(В июне 1918 г.) нефтяные промыслы были национализированы, но реальный контроль над основными нефтеносными районами с конца 1918 и до весны 1920 года находился в руках правительства независимой Азербайджанской Демократической Республики (АДР), просуществовавшей неполных два года (1918–1920), и оппозиционной большевикам

(1918-1920 годы.) Гражданская война. Нефтяная промышленность России разрушена.

(1920 год.) Национализация нефтяной промышленности России. Установление государственной монополии.

(1920-1924 годы.) Бойкот иностранными государствами России в связи с отказом советского правительства выплатить стоимость активов иностранных нефтяных компаний.

(В апреле 1920 г.) после победы большевиков на Северном Кавказе реальный контроль над нефтяными районами бывшей российской империи перешел в руки Советской власти. С этого периода и вплоть до 50-х гг. добыча нефти попрежнему концентрировалась в трех районах – Бакинском, Грозненском и Эмбинском, среди которых ведущим центром нефтедобычи являлся Баку.

(1920 г.) В России для бурения скважины на глубину 800–900 м требовалось 2–3 года, на каждый метр проходки расходовали 450–500 кг металла

(1921 г.) Японский ученый Кобаяси получил искусственную нефть при перегонке жира рыб без давления, но в присутствии катализатора. Подобные опыты натолкнули на мысль, что катализаторами в природных условиях могут являться глинистые толщи

(1921 год.) Принятие закона о концессиях, что позволило быстро восстановить нефтяную индустрию Советского государства.

(В период 1921–1930 гг.) огромную роль в развитии нефтяной промышленности в СССР сыграли иностранные компании (английская «Бритиш Петролеум», американские «Стандарт Ойл» и «Барнсдалл», итало-бельгийские, японские, немецкие и др.) и привнесенные ими передовые техника и технологии.

(1922 год.) Образование «Нефтесиндиката» – монопольной структуры в Советской России, контролировавшей реализацию нефти как на внутреннем, так и внешнем рынках.

(1924 год.) Первый «нефтяной скандал» в большой политике. В США нефтяные компании, заинтересованные в госзаказах, подкупают главу министерства внутренних дел Альберта Фолла.

Производство советских автомобилей началось (в 1924 году). Это были грузовые автомобили АМО-Ф-15, выпущенные государственным автомобильным предприятием – позднее Московским автозаводом имени Н.А. Лихачева.

(1924 г.) Инженер М.А. Капелюшников изобрел одноступенчатый турбобур, было начато экспериментальное бурение скважин турбинным способом. Первая конструкция одноступенчатого турбобура мощностью 7–9 кВт. И вращением шпинделя 1600–1800 об/мин. просуществовала около 10 лет

(1920–1930 гг.) В США в 20-е годы уже бурились 3000-метровые разведочные скважины, а многие нефтяные залежи, вовлеченные в разработку, находились на глубинах 1000–2000 метров. Было пробурено порядка 800 тысяч скважин. Величина нефтеносных площадей равнялась 800 тыс. га.

(В 1926 году) для эксплуатации нефтяных месторождений японские предприниматели создали «Акционерное общество Северо-Сахалинских нефтяных предпринимателей» (Kita Karafuto Sekiyu Kabushiki Kaisha). Основной капитал концессионера составили 10 миллионов иен (100 млн. долларов США в ценах 2014 года) или двести тысяч акций по 50 иен.

Акционерами компании были фирмы «Ниппон», «Секию», «Кухара Когио», «Мицуи», «Мицубиси» и др. Председателем общества был избран представитель военно-морского ведомства адмирал Накасато, его заместителем представитель банка «Мицубиси Ногути».

(1927–1928 гг.) Начинается замена паровой энергии на электрическую. В бурении начинают применять электромоторы с реверсом и регулировкой частоты вращения

(1929 год.) Восстановление добычи нефти в России до дореволюционного уровня добычи 1917-го года

Первый советский танкер был построен в г. Николаеве (в 1929 году) Танкер "Эмбанефть" имел грузоподъемность свыше 15 тыс. тонн и предназначался для плавания в Черном море.

(1929 г.) В Грозненском районе впервые применен электрокаротаж

(В 1929 г.) были обнаружены первые нефтяные месторождения в Приуралье – у села Верхне-Чусовские городки

(1930-е гг.) В Бакинском районе впервые начали использовать инклиномер для измерения зенитного угла и азимута по интервалам ствола скважины

(1932 год.) Месторождения нефти открыты в Бахрейне.

(В 1932 г.) было открыто крупнейшее месторождение в Башкирии – Ишимбайский нефтяной промысел

(1933-1938 годы.) Строительство нефтеперерабатывающих заводов в центре России: в Ухте (1933), Саратове (1934), Орске (1935), Ишимбае (1936), Москве (1938) и Уфе (1938).

(в 1936 год)

Создание современной двадцати литровой канистры началось в ноябре 1936 года, немецкая армия объявила тендер на новую модель канистры предназначенной для хранения и транспортировки бензина. Новая канистра должна была заменить старые канистры и оснастить новые моторизованные части универсальной тарой для транспортировки топлива.

Фирма Мюллера из Швельма под руководством главного инженера Винценца Грюнвогеля (1905-1977) разрабатывает революционно новый дизайн канистры.

Начальная модель канистры имела штамповку в виде креста, что бы избежать деформации.

На ранней модели была следующая маркировка с вверху в низ:

- Kraftstoff 20 л — «топливо 20 литров» (нанесение штамповкой или краской),

- Feuergefahrlich — «легковоспламеняющиеся» (нанесение штамповкой или краской),

- год выпуска,

- логотип производителя,

- число, значение которого пока не подтверждено (возможно, код поставщика металла для корпуса канистры),

- некоторые модели были отмечены Heer — «армия» (нанесение штамповкой или краской) (возможно, для предотвращения кражи).

(в 1937 г.) – было открыто Туймазинское месторождение.

(1938 год.) Российские геологи во главе с Губкиным И. М. доказали наличие значительных запасов нефти на территории между Волгой и Уралом. Впоследствии этот нефтедобывающий район стали называть «Вторым Баку».

(В 1938 г.) нефтяные промыслы Азербайджана давали до 70 % всей добычи нефти в СССР, при этом в 1938 г. 83 % всей нефти в республике добывалось на открытых в советский период новых площадях и на новых горизонтах старых площадей.

(1938 год.) Месторождения нефти открыты в Кувейте и Саудовской Аравии.

(1939 год.) В СССР образован Народный комиссариат нефтяной промышленности.

(В 1940 г. и 1941 г.) были достигнуты максимальные уровни добычи за весь – более чем столетний период освоения Бакинского нефтяного района – 22,175 и 23,481 млн. тонн нефти. Значительно изменилась и география нефтяной индустрии. Старые промысла вышли на более глубокие уровни, появились новые мощные буровые установки, начал внедряться прогрессивный турбинный способ бурения и метод наклоннонаправленного бурения.

В годы войны Азербайджан являлся главным нефтяным резервуаром СССР. В этот период нефтяники Баку дали стране около 75 млн тонн нефти, 22 млн тонн бензина и других нефтепродуктов и тем самым внесли решающий вклад в победу советского народа над фашизмом.

(В 1943–48 гг.) в соседней Татарии были открыты еще более крупные скопления УВ – мощный фонтан Бавлинского месторождения, который давал более 500 тонн нефти в сутки.

(В 1944 г.) впервые в СССР за 100 км от материка началось строительство морских нефтяных промыслов, получивших название Нефтяных камней.

    Третий период - пришелся на Вторую мировую войну (1939-1945 годы)

основной задачей которой был захват кавказских нефтяных месторождений. Реализация довоенной государственной программы президентом США Рузвельтом по ограничению добычи нефти, позволила использовать образовавшиеся сверхресурсы нефти в качестве инструмента дипломатии.

(1939-1945 год.) Вторая Мировая война. Контроль над месторождениями нефти в Закавказье, на Ближнем Востоке и в Румынии – один из важнейших вопросов для противоборствующих сторон. Планы гитлеровской Германии терпят крах, но германские химики изобретают эрзац-бензин, производящийся из каменного угля. Впоследствии технология почти не используется.

(1948 год.) В России, на юге Республики Татарстан открыто Ромашкинское месторождение. Запасы нефти, оцениваемые сегодня в 12-14 млрд баррелей, залегают на глубине 0,6-1,8 км.

(В ноябре 1949 г.) первая морская скважина на Каспии дала нефть.

(1949 год.) Комиссариат нефтяной промышленности СССР преобразован в Министерство.

(1951 год.) В США нефть становится главным источником энергии. Уголь оказывается на втором месте.

    Четвертый период нефтяной промышленности

Четвертый период – связан с величайшими открытиями месторождений нефти на Ближнем Востоке, возникновением первых энергетических кризисов, образованием Организации стран-экспортеров нефти и носит название “Углеводородный век“. С середины 40-х годов центр мировой нефтедобычи стал перемещаться из Карибского бассейна в район Персидского залива.

Вместе с ним центр политических и экономических интересов сместился на Ближний Восток. Потребление нефти постоянно возростало, 50 – 60-е годы стали ловушкой для стран-импортеров нефти, которые стали применять нефть во всех отраслях экономики без использования ресурсосберегающих технологий. На этом периоде наступает эра “углеводородного человека“.

(1956 год) Суэцкий кризис. После вторжения англо-французских войск в Египет мировые цены на нефть за короткое время вырастают вдвое.

(1956 год.) Месторождения нефти открыты в Алжире и Нигерии

С середины 50-х годов обнаруживаются значительные запасы нефти в Среднем Поволжье. Куйбышевская область (с 1959 г.) занимает третье место среди нефтедобывающих районов страны.

(в конце 50-х гг.) СССР перешел на второе место в мировой добыче нефти после США и нарушил монополию крупнейших нефтяных компаний.

Первая нефть в пределах Западно-Сибирского региона была обнаружена (в сентябре 1959 г.) возле села Шаим Ханты-Мансийского национального округа Тюменской области.

(1959 год.) Открытие гигантского газового месторождения Гронинген (запасы – свыше 4,2 трлн куб. м газа) на побережье Нидерландов. Именно с этого открытия и началась история нефти и газа Северного моря.

(1960 год.) В Багдаде (Ирак) образуется Организация стран-экспортеров нефти (ОПЕК). Ее основателями становятся Иран, Ирак, Кувейт, Саудовская Аравия и Венесуэла. До 70-х годов это объединение никто всерьез не воспринимал. Один из западных нефтяных магнатов даже счел возможным пошутить: «Эти парни годятся только для гонок на верблюдах…»

(В марте 1961 г.) Сургутская нефтеразведочная экспедиция под руководством геолога Ф. Салманова, открыла Мегионское месторождение нефти в 700 км. от Шаима.

Позднее – (в 1963–1965 гг.) в этом же нефтяном районе Ф. Салмановым было открыто гигантское месторождение – Самотлорское, за десять лет (1969–1979) давшее миллиард тонн нефти .

(1964 год.) Введен в строй крупнейший в то время нефтепровод «Дружба», позволявший поставлять нефть из СССР в страны Восточной Европы – Польшу и ГДР.

(В 1966 г.) начал свою жизнь свайный городок морских нефтяников «Сагачалы море» – богатейшее нефтегазовое месторождение.

(1967 год.) Шестидневная Война между Израилем и коалицией арабских государств. Цены на нефть вырастают примерно на 20%.

(1968 год.) Открыты крупные нефтяные месторождения на территории Аляски. В частности, в августе было объявлено об открытии гигантского нефтегазового месторождения Прадхо-Бей. Извлекаемые запасы нефти составили свыше 10 млрд баррелей.

(1969 год.) Начато промышленное освоение Самотлора. С этого момента и по сегодняшний день на нем было пробурено 16 700 скважин и добыто свыше 17 млрд баррелей нефти.

(1969 год.) Первая крупная экологическая катастрофа, вызванная аварией на нефтедобывающей платформе у побережья Калифорнии.

    Пятый период нефтяной промышленности

Пятый период - начинается с превращения ОПЕК из незаметной организации в крупномасштабный инструмент мировой экономики. Усиленный экономический рост начала 70-х годов способствовал тому, что спрос на нефть стал превышать предложение. С этого момента зависимость европейских стран от ближневосточной нефти стала нарастать. После революции в Иране поставки нефти прекратились, под угрозой оказалась целостность мировой экономики. В результате кризиса страны стали создавать запасы топлива, начался переход на новые источники энергии и энергосберегающие технологии.

Современная история нефтяной индустрии развивается на фоне трех проблем:

- индустрия нефти - самый крупный и распространенный бизнес в мире, пока не будет открыт альтернативный источник энергии, нефть по-прежнему будет оказывать серьезное воздействие на мировую экономику;

- нефть как товар непосредственно связана с национальной стратегией, мировой политикой и властью;

- мир стал “Обществом углеводородов“, а люди “людьми углеводородов“. С разработкой двигателя внутреннего сгорания, работающего на бензине, открылась новая эра. Нефтяная индустрия получила новый рынок, родилась новая цивилизация.

(В 70-е годы) первое место в топливном балансе уверенно заняла нефть – около 35 %. Доля каменного угля снизилась до 30 %. На третьем месте оказался природный газ – около 20 %. Затем шли дрова – 10 %. Прочие источники энергии, в том числе электростанции на воде и на атомной энергии, давали всего 5 % энергии

(1971 год). Первое международное соглашение о согласованном повышении цен на нефть, принятое Ливией, Саудовской Аравией, Алжиром и Ираком. Цены на нефть поднимаются с 2,55 до 3,45 долларов за баррель.

(1973 год.) Первое нефтяное эмбарго (запрет на торговлю). Израиль, атакованный войсками Сирии и Египта, обращается за помощью к США. В ответ арабские страны полностью запрещают экспорт нефти в страны, которые поддерживают Израиль. В США цены на бензин вырастают в 4 раза.

Первый советский супертанкер "Крым" был спущен на воду (в ноябре 1974 года). Грузоподъемность его 150 тыс. тонн, длина 296 метров, ширина 45 метров.

(1974 год.) Введен в эксплуатацию нефтепровод «Дружба-2», вдвое увеличивший возможности экспорта нефти.

(1974 -1975 годы.) Страны Запада переживают тяжелый экономический кризис. СССР получает огромные доходы от продажи нефти.

(1975 год.) Конгресс США принимает решение создать стратегический нефтяной запас, чтобы снизить грядущую зависимость экономики от экспортной нефти. В стране создаются запасы нефти, объем которых оценивается в 700 млн баррелей. Добыча нефти в СССР в %

(В 1978 г.) Западная Сибирь давала 44 % добываемой в СССР нефти. Открытие Мегионского и Самотлорского месторождений создало предпосылки развития Ханты-Мансийского, Ямало-Ненецкого округов Тюменской области, а также северных районов Томской области.

(1979 год.) Политические события ведут к стремительному повышению цен на нефть. Исламская революция в Иране, приход к власти Саддама Хусейна, нападение Ирака на Иран и другие события приводят к скачку цен с 13 до 34 долларов за баррель.

(1981 год.) Страны ОПЕК снижают объемы производства нефти примерно на четверть по сравнению с 1978 годом. Цены на нефть удваиваются.

(1982 год.) Страны ОПЕК впервые устанавливают квоты на добычу нефти.

(1984 - 1987 годы. ) «Танкерная война» между Ираком и Ираном. Авиация и военно-морской флот воюющих стран нападают на нефтепромыслы и танкеры. В июле 1987 года военно-морской флот США начал операцию «Earnest Will» по эскортированию танкеров. Имел место ряд вооруженных инцидентов между американскими и иранскими кораблями и самолетами.

(В 1988 году) Советский Союз достиг нового рекордного уровня добычи в 11,4 миллиона баррелей в день.В то время страна была крупнейшим нефтепроизводителем в мире с объемом добычи существенно выше, чем в США и в Саудовской Аравии. В этот же год уровень добычи в Западной Сибири достиг 8,3 миллиона баррелей в день.

Но с этого момента значительного падения добычи уже невозможно было избежать из-за плохих технологий управления добычей, несмотря на резкий рост капитальных вложений, Советский Союз мог сдержать падение добычи только до начала 1990 года. Но затем наступил провал в добыче, он был так же резок, как и ее рост – уровень добычи в России постоянно падал в течение десятилетия и остановился на уровне, почти на половину меньшем начального пика . В 80-е годы добыча поддерживалась на уровне 550–570 млн т/год.

В годы реформ объем добычи быстро упал до 303–305 млн т/год, то есть в 1,8–1,9 раза. При этом одновременно происходит падение производительности труда в отрасли.

(В 1988 г.) на одного работника, занятого в нефтедобывающей промышленности приходилось 4,3 тыс. тонн добытой нефти, а в 1998 г. – 1,05 тыс. тонн. Падение было усугублено экономическим кризисом, который охватил регион в период распада Советского Союза.

Развал экономики вызвал резкое падение спроса на нефть внутри страны, а экспортные мощности оставались ограниченными, и поэтому компании были вынуждены продолжать продавать большую долю нефти на внутреннем рынке, зачастую некредитоспособным потребителям. Финансовые трудности компаний спровоцировали резкое снижение объемов новых разведочных работ, объемов бурения и даже объемов капитальных ремонтов существующих скважин. В результате сложилась ситуация, которая привела к дальнейшему неизбежному падению добычи.

(1988 год.) Крупнейшая в истории авария на нефтяной платформе: загорелась британская Piper Alpha в Северном море. Погибают 167 человек из 228 находящихся на платформе.

(1989 год.) При посредничестве ООН Ирак и Иран подписывают соглашение о прекращении огня.

(1989 год.) У побережья Аляски происходит крупнейшая в истории авария нефтяного танкера Exxon Valdez. В океан вылилось свыше 250 тыс. баррелей сырой нефти. В результате более двух тысяч километров побережья оказываются загрязненными.

(1990 год.) Ирак захватывает Кувейт. Мировые цены на нефть выросли вдвое, достигнув 36 долларов за баррель.

(1991 год.) Войска коалиции освобождают Кувейт. Отступая, иракцы поджигают кувейтские нефтяные скважины. Война приводит к крупнейшей в истории экологической катастрофе – до 4 миллионов баррелей нефти вылилось в Персидский залив. СССР распадается, и экспорт нефти из бывших советских республик резко уменьшается.

(1994 год.) Создан первый автомобиль, использующий в качестве топлива водород – Volkswagen Hybrid.

(1995 год.) Компания General Motors представляет первый электромобиль EV1.

(1997 год.) Компания Toyota создает первый гибридный автомобиль, работающий на бензине и электричестве – Toyota Prius.

(в 1997 году) добыча нефти в России окончательно прекратила свое падение .

(в 1998 году) в России было добыто всего 303 млн. тонн нефти. Объем геологоразведочных работ резко сократился, темпы развития сырьевой базы существенно снизились. В начале 90-х годов для бывшего СССР и особенно для его ведущих нефтедобывающих центров отчетливо выявился значительный спад нефтяной промышленности в рамках глубокого кризиса производства и потребления топливно-энергетических ресурсов.

За период 1991–1995 гг. в среднем спад промышленного производства в странах СНГ составил 50 %, добыча нефти сократилась на 38 %.

(1998 год.) Экономический кризис в Азии. Из-за теплой зимы и увеличения производства нефти в Ираке цены резко снижаются. Если в1996 году средняя цена барреля нефти составляла $20.29, в 1997 году - $18.68, то в 1998 году она упала до $11. Падение цен на нефть привело к крупнейшему финансовому кризису в России. Чтобы остановить падение цен, страны ОПЕК уменьшают производство нефти.

Крупные слияния нефтяных компаний: British Petroleum приобрела Amoco, а Exxon -компанию Mobil.

(1999 год.) Вступил в силу 50-летний мораторий на разработку месторождений нефти в районе Антарктиды, подписанный в 1991 году в Мадриде всеми странами-участницами Договора об Антарктике. Сегодня в число участников Договора входят 46 государств, 28 из которых являются консультативными сторонами.

(2000 год.) Россия занимает третье место в мире по объемам добычи нефти. На первом и втором местаx – Саудовская Аравия и США.

(2001 год.) Террористическая атака на США.

(2002 год.) В результате общенациональной забастовки Венесуэла резко уменьшила экспорт нефти. По данным Администрации Энергетической Информации\Energy Information Administration, в 2001 году главным поставщиком нефти в США была Саудовская Аравия.

(В 2002 году) крупнейшим поставщиком нефти на рынок США стала Канада. В десятку крупнейших стран-поставщиков нефти в США ныне входят лишь две страны из Персидского залива - Саудовская Аравия (1 525 тыс. баррелей) и Ирак (449 тыс. баррелей). Большую часть нефти США получают из Канады (1 926 тыс.), Мексики (1 510 тыс.), Венесуэлы (1 439 тыс.), Нигерии (591 тыс.), Великобритании (483 тыс.), Норвегии (393 тыс.), Анголы (327 тыс.) и Алжира (272 тыс.).

(2002 год.) У побережья Испании терпит крушение танкер Prestige. По оценкам экспертов, в море вылилось около 450 тыс. тонн сырой нефти, что в два раза больше, чем в 1989 году с Exxon Valdez.

(2003 год.) Возобновление военных действий в Ираке. Войсками коалиции свергнут правящий режим Саддама Хусейна. British Petroleum приобрела 50% крупной российской нефтяной компании THK. Сенат США отверг предложение начать разработку нефти на территории крупнейшего заповедника на Аляске. Мировые цены на нефть значительно выросли (главные причины - война в Ираке, забастовка в Венесуэле, разрушительный ураган в Мексиканском заливе) и достигли примерно $30 за баррель.

(2004 год.) Цены на нефть стремительно растут. Открывается первая очередь Каспийского трубопроводного консорциума. Цель проекта – соединить месторождения Западного Казахстана с российским побережьем Черного моря.

(2004 год.) Цены на нефть достигли рекорда, превысив $40 за баррель. Главными факторами считаются проблемы США в Ираке и рост потребления нефтепродуктов в странах Азии, особенно в Китае, который впервые в истории стал импортировать нефть. В пятерку крупнейших мировых импортеров нефти в мире входят США, Япония, Южная Корея, Германия и Италия.

(2006 год.) Запущен трубопровод Баку-Тбилиси-Джейхан, по которому каспийская нефть транспортируется в турецкий порт в обход России.

(2007 год.) Россия на втором месте по добыче нефти после Саудовской Аравии. Результаты российской арктической экспедиции предполагают, что стране могут принадлежать 1,2 млн квадратных километров шельфа с огромными запасами углеводородов.

(2009 год.) Китай занял первое место на планете по использованию энергоресурсов, впервые опередив США, которые лидировали по этому показателю более 100 лет.

(2011 год 8 ноября) официально заработал газопровод «Северный п оток».

(2012 год 8 октября) введена в строй вторая ветка газопровода «Северный поток»

(2015 год 18 июня) «Газпром» и европейские компании подписали меморандум о расширении мощностей "Северного потока". В проекты строительства третьей и четвертой ниток газопровода войдут «Газпром»

Цена нефти

Под ценой на нефть чаще всего понимают спотовые цены барреля нефти одного из маркерных сортов, свободно торгуемых на фьючерсном рынке, обычно североморской нефти Brent или, несколько реже, американской нефти WTI.

Ещё реже, либо в прошлом, использовались эталонные смеси Dubai Crude и корзина ОПЕК. Цены на другие сорта могут зависеть от их качества, определяясь их плотностью и содержанием серы, а также местонахождением нефти. Однако они зачастую задаются относительно одного из маркерных сортов.

Некоторые организации, в частности Energy Information Administration (EIA, США), в качестве «мировой цены нефти» используют средневзвешенную стоимость нефти, закупаемой североамериканскими нефтеперерабатывающими предприятиями.

Общемировой спрос на нефть является не эластичным - он практически не изменяется при колебаниях цены. Но при этом спотовые цены на эталонные сорта подвержены значительным колебаниям и определяются множеством политико-экономических обстоятельств глобального характера.

  Виды цен на нефть

Чтобы упростить экспорт, были придуманы некие стандартные (маркерные, эталонные) сорта нефти, связанные либо с основным месторождением, либо с группой месторождений. Цены на большинство сортов прямо или косвенно определяются по рыночным ценам на следующие базовые виды нефти:

- West Texas Intermediate (с 1983, также известна как WTI и Light Sweet Crude Oil) - техасская нефть, торгуемая на NYMEX. Её цена фиксируется на момент поставки на хранилища или трубопроводы города Кушинг, штат Оклахома, США;

- Brent Crude Oil (с 1980-ых, также называется Brent Blend, London Brent, торгуется на ICE) - нефтяная смесь нескольких месторождений Северного моря (Великобритания и Норвегия), задает стандарт цен для рынков Европы и стран ОПЕК;

- Dubai/Oman (с 2007 года, также Oman Crude, торгуется на Dubai Mercantile Exchange) - основной маркерный сорт для азиатского рынка.

Объёмы добычи маркерных сортов сравнительно невелики, на 2011 год добыча Brent и WTI составляла суммарно около 2 % от мировой добычи.

Более 90 % сделок с нефтью приходится на внерыночные средне- и долгосрочные контракты.

Исходя из котировок цен на базовые маркерные сорта WTI и Brent, публикуемых в PRA Platts, Argus Media и некоторых других, определяются цены большинства физических поставок различных экспортируемых сортов, связанных с конкретными месторождениями или регионами.

Для России экспортными являются тяжёлая Urals и легкая нефть Siberian Light. В Ираке - Kirkuk. Некоторые страны производят несколько сильно различающихся сортов нефти, например в Иране добывается лёгкая Iran Light и тяжёлая Iran Heavy.

  Себестоимость нефти

Себестоимость нефти - стоимостное суммарное денежное выражение всех издержек, которые несут нефтедобывающие компании при добыче нефти. Рассчитывается по отношению к единице объёма нефти.

Себестоимость складывается из нескольких компонентов:

- затраты на производство и налоги (lifting costs, production Taxes) - поддержание работы уже существующих скважин и оборудования нефтеподготовки;

- плюс налоги и плата за использование недр. В 2009 году по данным EIA в среднем составляли при добыче нефти и газа 10 долларов США за баррель нефтяного эквивалента (BOE), от 5 до 15 долларов в зависимости от региона и типа;

- затраты на поиск и разработку (finding costs, development Costs) - включают в себя затраты на приобретение земель, разведку и разработку месторождений. На 2007-2009 года они оценивались EIA для нефти и газа в среднем в 18 долларов за BOE, от 7 до 42 в различных регионах;

- дополнительно могут учитываться затраты на транспортировку (transportation costs);

- для шельфовых месторождений (на них добывается около 30 % всей нефти в мире) может потребоваться дорогостоящий процесс вывода нефтяной платформы и оборудования из эксплуатации (decommissioning cost, от 2 до 100 миллионов долларов 2001 года).

Суммарная себестоимость добычи нефти и газа оценивалась в среднем в 29 долларов за BOE, от 16 до 53 в различных регионах.

На начало 2014 года Morgan Stanley и Rystad приводили следующие оценки средних рентабельных цен (Точка безубыточности) барреля нефти в зависимости от типа месторождения:

- Средний восток - 24 $;

- Шельфовые - 41 $;

- Тяжелые нефти - 47 $;

- Российская нефть - 50 $;

- Другие наземные - 51 $;

- Глубоководные - 52 $;

- Сверхглубоководные - 56 $;

- Нефть низкопроницаемых коллекторов сланцевых пластов в Северной Америке - 65 $;

- Нефтяные пески - 70 $;

- Арктический шельф - 75 $.

На себестоимость нефти оказывают существенное влияние ряд условий:

- глубина залегания нефти;

- климатические условия;

- удаленность месторождения от морских путей;

- удаленность месторождения от основных потребителей;

- качество и современность оборудования.

Низкая цена связана с тем, что месторождения находятся на континентальном шельфе и в прибрежной зоне, имеют небольшую глубину залегания, нет необходимости строить и обслуживать протяженные нефтепроводы, так как нефть добывается рядом с крупными портами.

В России высокая себестоимость обусловлена сложными климатическими условиями в местах добычи, удаленностью месторождений от основных потребителей и портов.Одна из высоких себестоимостей добычи нефти - добыча нефти в море, которую ведут Великобритания, Норвегия и ряд других европейских стран в неглубоком Северном море, и США - на глубоководном шельфе Мексиканского залива. Это связано с необходимостью строить нефтяные платформы и использовать дорогое оборудование.

  Формирование цены на нефть

Особенность спроса на нефть в том, что в краткосрочной перспективе спрос малоэластичен: рост цен мало влияет на спрос, поскольку нефть является одним из основных энергоресурсов и не может быть заменена какими-то другими ресурсами в тех областях где используется наиболее широко (топливо для большинства видов транспорта, нефтехимия). Поэтому даже небольшое падение предложения нефти приводит к резкому росту цен.По данным ИНЭИ РАН, именно баланс спроса и предложения в наибольшей степени (на 80-85 %) влияет на цены нефти.

В среднесрочной перспективе (5-10 лет), однако, ситуация иная. Рост цен на нефть заставляет потребителей покупать более экономичные автомобили, а компании - вкладывать деньги в создание более экономичных двигателей. Новые дома строятся с улучшенной теплоизоляцией, так что на их обогрев тратится меньше топлива. Благодаря этому сокращение добычи нефти приводит к росту цен лишь в первые годы, а затем цены на нефть опять падают.

В долгосрочной перспективе (десятилетия) спрос непрерывно увеличивается за счёт увеличения количества автомобилей и им подобной техники. Относительно недавно в число крупнейших мировых потребителей нефти вошли Китай и Индия. В XX веке рост спроса на нефть уравновешивался разведкой новых месторождений, позволявшим увеличить и добычу нефти. Однако многие считают, что в XXI веке нефтяные месторождения исчерпают себя, и диспропорция между спросом на нефть и её предложением приведёт к резкому росту цен - наступит энергетический кризис (некоторые считают, что нефтяной кризис уже начался, и рост цен в 2003-2008 годах являлся его признаком).

Ориентировочный уровень цен на нефть (до 1945 - цены на нефть США, до 1985 - Arabian Light, c 1986 - смесь Brent). Нижняя кривая - номинальная цена в долларах США; верхняя - в долларах 2008 года.

Так, потерпев поражение в Войне Судного дня 1973 года, арабские страны решили в 1973-1974 годах сократить добычу нефти на 5 млн баррелей в день, чтобы «наказать» Запад. Хотя другие страны и сумели увеличить добычу на 1 млн баррелей в день, общая добыча сократилась на 7 %, а цены выросли в 4 раза.

Цены на нефть сохранялись на высоком уровне и в середине 70-х годов (хотя и не таком высоком, как во время бойкота), дальнейший толчок им дала иранская революция и ирано-иракская война.Своего пика цены достигли в начале 1980-х годов. После этого по причинам, описанным выше, цены начали падать. За несколько лет они упали более, чем втрое.

После вторжения Ирака в Кувейт в 1990 году цены выросли, но быстро упали опять, после того как стало ясно, что другие страны легко могут увеличить добычу нефти. После разгрома Ирака в 1991 году цены продолжали падать и достигли своего минимума 11 долларов за баррель в 1998 году, что с учётом инфляции соответствует уровню начала 1970-х. Связано это было с Азиатским экономическим кризисом 1997 года.

В России это привело, в частности, к упадку нефтяной промышленности и стало одной из причин дефолта 1998 года. Страны ОПЕК сумели договориться о сокращении добычи нефти, и к середине 2000 года цены достигли 30 долларов за баррель. С конца 2003 до 2005 включительно произошёл новый резкий скачок цен.

В начале января 2008 года, впервые за всю историю, цены на нефть превысили 100 долларов за баррель (однако во время «энергетического кризиса» 1970‑х годов нефть, с учетом инфляции, была еще дороже), в марте высокие темпы роста цен продолжились (110 долл.). В мае 2008 года была достигнута цена 135 долларов и далее удерживалась на уровне выше 100 долларов. «Когда на рынке высокодоходных, но и очень рискованных, структурированных долгов, обеспеченных активами в США, наблюдался значительный спад из-за ипотечного кризиса в Америке, деньги хеджевых фондов хлынули на сырьевые рынки, что привело к безудержному росту котировок нефтяных фьючерсов…», - отмечал аналитик Андрей Кочетков в декабре 2007 года.

За один день 6 июня 2008 года нефть подорожала на $10 за баррель, так резко за одни сутки нефть не дорожала со времен кризиса в 1970-х. Максимальная цена нефти сорта WTI (Light Sweet) была достигнута 11 июля 2008 года, превысив 147 долларов за баррель, после чего началось резкое снижение, продолжавшееся до декабря 2008 года, когда цены на нефть упали до уровня четырёхлетнего минимума в 36 долл. за баррель.

В октябре 2008 года цена на нефть опустилась ниже 67 долл. за баррель, в результате глобального экономического кризиса, а в декабре того же - упала до 33-35 долл. за баррель.В 2009 году цены постепенно восстановились до уровня в 60-80 долларов, затем поднявшись до 100 - 125 долларов в 2011 - 2013 годах.

С середины 2014 года из-за переизбытка сырья на рынке, вызванного, в частности, слабым ростом мирового потребления и ростом добычи сланцевой нефти в США, цены на нефть снизились двукратно и достигли к концу года пятилетнего минимума. Дополнительной причиной снижения стал отказ ОПЕК снизить квоты на добычу в ноябре 2014. Средняя цена нефти Brent в 2014 году составила $99,3 за баррель.

  Мониторинг и прогнозирование цен на нефть

Для отслеживания динамики цен на нефть пользуются различными источниками информации, в частности рыночными информационными бюллетенями. Наиболее значимыми международными котировочными агентствами (англ. Price Reporting Agencies), публикующими котировки нефтяных цен, являются ценовые агентства Platts (публикует в том числе котировки Brent), Argus Media (Argus Sour Crude Index) и Reuters, менее популярны Asia Petroleum Price Index (APPI) и ICIS London Oil Report.

  Влияние цены нефти на стоимость нефтепродуктов

Цены на нефть определяют стоимость нефтепродуктов - бензина, дизтоплива и пр. Также в значительной зависимости от цен на нефть находится цена на природный газ.

  Влияние цены нефти на экономику США

Цена на нефть для НПЗ США менялась следующим образом: 1 баррель нефти американского производства в 1985 году стоил 26,75 долларов, в 1990 году - 22,22 доллара, в 1995 году - 17,23 доллара, в 2000 году - 28,26 долларов, в 2005 году - 50,24 доллара, в 2010 году - 76,69 доллара, в 2013 году - 100,49 долларов. Баррель импортной сырой нефти поставлялся на НПЗ США почти по той же цене: в 1985 год - 26,69 долларов, 1990 год - 21,76 доллара, 1995 год - 17,14 долларов, 2000 год - 27,70 долларов, 2005 год - 48,86 долларов, 2010 год - 75,86 долларов, 2013 год - 98,11 долларов.

По многократным наблюдениям, рост мировых цен на нефть разгоняет долларовую инфляцию. Существует мнение, что это связано с тем, что США крупнейший потребитель нефти в мире. Однако данная теория либо ошибочна, либо требует более подробных пояснений. Если имеется в виду дополнительный выброс долларов на валютный рынок, то в данной модели рост цен на нефть должен привести к увеличению выброса на рынок валют всех стран - покупательниц нефти. Количество каждой валюты должно вырасти строго пропорционально росту цен на нефть. Значит, количество валют разных стран относительно друг друга не должно измениться, а потому не должен изменяться и курс их обмена друг на друга.

  Влияние цены на экономику СССР

В 1973 году, из-за очередного арабо-израильского конфликта, произошел скачкообразный рост цен на нефть. Оборот внешней торговли СССР вырос за период с 1970 по 1975 в 2,3 раза. При этом, если в 1970 г. доля машин и оборудования в экспорте составляла 21,5 %, то к 1987 году она сократилась до 15,5 %. Экспорт же топлива, составлявший в 1970 г. 15,6 % возрос к 1987 до 46,5 %. Если доля энергоресурсов в экспорте стран СЭВ составляла в 1971—1975 гг. 14,5 %, то к 1979 уже возросла до 58,8 %.

  Влияние цен на нефть на экономику России

По данным газеты «Новые Известия», которые приводит Би-Би-Си, нефтегазовые доходы составляют существенную долю ВВП России и более половины доходной части государственного бюджета (52 % в 2014 г.), поэтому колебания цен на нефть оказывают значительное влияние, как на состояние российского бюджета, так и на экономику в целом.

От уровня цен на нефть и нефтепродукты существенно зависит цена на другой важнейший элемент российского экспорта - природный газ.

  Цена на нефть как политический инструмент

Потерпев поражение в Войне Судного дня 1973 года, арабские страны решили в 1973 -1974 гг. сократить добычу нефти на 5 млн баррелей в день, чтобы «наказать» Запад. Хотя другие страны и сумели увеличить добычу на 1 млн баррелей в день, общая добыча сократилась на 7 %, а цены выросли в 4 раза.

В июле 2011 на острове Киш в Персидском заливе открылась иранская Международная нефтяная биржа, расчёт на которой осуществляется только в евро и эмиратских дирхамах. Это попытка обхода санкций США и Европы в отношении ИРИ. Параллельно Тегеран ведёт переговоры с Китаем об организации поставок китайских товаров в обмен на иранскую нефть. В конце января 2015 года Иран отказался от использования американского доллара при расчетах с зарубежными партнерами и при заключении зарубежных контрактов будет использовать другие валюты, в частности, юань, евро, турецкую лиру, российский рубль и южнокорейскую вону.

В середине 1980-х снижение мировых цен на нефть негативно отразилось на экономике СССР. Сокращение выручки от экспорта нефти и нефтепродуктов в 1984-1987 годах было эквивалентно 1,3 % ВВП СССР и около 2,7 % расходов госбюджета.

Егор Гайдар считал этот фактор определяющим в экономическом кризисе, который произошёл в СССР в конце 1980-х годов:Дата краха СССР… она хорошо известна. Это, конечно, никакие не Беловежские соглашения, это не августовские события, это 13 сентября 1985 г. Это день, когда министр нефти Саудовской Аравии Ямани сказал, что Саудовская Аравия прекращает политику сдерживания добычи нефти, и начинает восстанавливать свою долю на рынке нефти. После чего, на протяжении следующих 6 месяцев, добыча нефти Саудовской Аравией увеличилась в 3,5 раза. После чего цены рухнули. Там можно смотреть по месяцам - в 6,1 раза … После чего, собственно, история СССР была полностью сыграна.

По мнению заместителя директора Института народнохозяйственного прогнозирования РАН Дмитрия Кувалина, потери СССР от падения цен на нефть были «далекими от того, чтобы считаться макроэкономической катастрофой». По его мнению, «ценовой шок на мировых рынках нефти был скорее дополнительным, чем решающим фактором кризиса советской экономики».

Если в 1988 году весь СССР экспортировал 144 млн т. сырой нефти в год, то только одна Россия в 2011 году экспортировала 244 млн т. сырой нефти в год. Следует также помнить, что начало освоения Сибирской нефтегазоносной провинции началось в середине 60-х годов - в 1963 году вышло постановление Совета Министров СССР «Об организации подготовительных работ по промышленному освоению открытых нефтяных и газовых месторождений и о дальнейшем развитии геологоразведочных работ в Тюменской области».

А строительство нефтепровода Самотлор-Альметьевск длиной около 1850 км, которое позволило экспортировать западносибирскую нефть за рубеж (через нефтепроводы Дружба), и в том числе для соседних социалистических стран, началось в 1972 г.

Геология нефти

Геология нефти и газа является отраслью геологии. Несмотря на последние достижения геологии при поисково-разведочных работах на нефть и газ не исключен, тем не менее, элемент случайности. Отношение безуспешных поисково-разведочных скважин к тем, которые дали хоть какие-нибудь притоки нефти или газа, составляет в среднем около 9 к 1. Кроме того, по оценкам, только одна из семидесяти скважин, пробуренных для поисков новых месторождений нефти и газа, приводит к коммерчески выгодному открытию. Из-за этого только крупные нефтяные компании содержат геологические службы, а многие мелкие компании нанимают геологов-нефтяников как консультантов .

К осознанию взаимосвязей между естественным нахождением нефти, газа и структурой пород геологи пришли постепенно. С 1859 г., когда в августе в Тайтесвилле (Пенсильвания, США)была пробурена первая нефтяная скважина, обнаружившая залежи нефти на глубине 21 м., геология нефти и газа начала приобретать возрастающее значение как специальный раздел геологии, имеющий тесную связь с практикой. Вместе со скважиной были заложены основы крупнейшей на сегодняшний момент отрасли промышленности .

Примерно к 1915 г. нефтяная геология сформировалась как признанная наука. С этого времени начался быстрый рост числа специалистов по нефте- и газоразведке. В настоящий момент тысячи геологов во всем мире заняты поисками нефти и газа. Для того чтобы успешно разведать находящиеся в недрах земли залежи полезных ископаемых, необходимо максимально точно определить условия, благоприятные для образования таких залежей.

Термин «Нефтяная геология» (Petroleum Geology) вошел в употребление в качестве названия науки, где совпадают интересы разработчиков и геологов. В геологии нефти и газа обычно используются общие установленные и признанные геологические принципы, получившие широкое практическое применение для поисков, разведки нефтегазосодержащих толщ и дальнейшей их разработки.

Основные геологические принципы одинаковы у нефтяников всего мира:

- залежь всегда представляет собой скопление нефтяных или газовых углеводоро-дов, находящееся в пористых и проницаемых горных породах, называемых кол-лектором (резервуаром);

- породы-коллекторы, как правило, изменены вторичными процессами, иногда деформированы и ограничены непроницаемыми флюидоупорами (покрышками), таким образом, что возникает ловушка;

- промышленные скопления УВ-сырья находятся на определенной глубине, под землей, причем нефть и газ приурочены к покрытым пленкой воды порам в осадочных породах;

- нефть и газ концентрируются в наиболее гипсометрически высокой части резервуара;

- любая пористая и проницаемая порода может стать резервуаром, но чаще всего эти свойства присущи осадочным породам (песчаникам и карбонатам);

- ловушка формируется в результате деформации пласта коллектора и образования антиклинальной складки, в результате тектонического несогласия, либо может быть обусловлено наличием литологостратиграфических изменений в разрезе;

- многие ловушки возникают в результате сложного сочетания структурных, литолого-стратиграфических и гидродинамических факторов, которые трудно выявляются и оцениваются на основании только первичной геологической информации;

- геологические закономерности, обуславливающие формирование ловушек, довольно просты, но разнообразие вариантов и комбинаций этих закономерностей, встречающихся в природе, практически бесконечно;

- в настоящий момент не существует ни одного прямого метода поисков положения залежи УВ в разрезе осадочной толщи;

- нет ни одного физического свойства нефти и газа, которое удалось бы измерить с поверхности земли, поэтому подход геолога-нефтяника к проблеме поисков нефтяных и газовых залежей основывается на косвенных методах;

- каждая залежь представляет собой результаты воздействия 20 или 25 различных факторов, и только несколько факторов удается установить до открытия залежи;

- поддержание добычи нефти и газа на определенном уровне в любой стране почти полностью зависит от успешных поисков их новых промышленных скоплений.

  Ключевые термины и концепции геологии нефти и газа

АВПД – аномально-высокое пластовое давление

ВНК – водонефтяной контакт

ГНК – газонефтяной контакт

ГИС - геофизические исследования скважин

ГНО – газонефтеносная область

ГНП – газонефтеносная провинция

ГНФ – главная фаза нефтеобразования

ГРП – гидравлический разрыв пласта

ГРР – геологоразведочные работы

ЗНГН – зона нефтегазонакопления

к.в. – кора выветривания

НГК – нефтегазоносный комплекс

НГМТ – нефтегазоматеринская толща

НГО – нефтегазоносная область

НГП – нефтегазоносная провинция

НГПК – нефтегазоносный подкомплекс

НГР – нефтегазоносный район

НМС – нефтематеринская свита

НО – нефтеносная область

ОВ – органическое вещество

ПБ – природный битум

ПНГК – перспективный нефтегазоносный комплекс

ПНГО – перспективная нефтегазоносная область

ПНГП – перспективная нефтегазоносная провинция

ПНР – перспективный нефтеносный район

РОВ – рассеянное органическое вещество

СНГР – самостоятельный нефтегазоносный район

Каменное масло (Petroleum) – от лат. Petra – порода, и oleum – масло. В различных литературных источниках переводится по-разному в зависимости от контекста, чаще всего как «нефть и газ».

Природные вещества, именуемые нафтидами, широко распространены в земной коре, встречаются в отдельных месторождениях в газовом, жидком, полутвердом и твердом состояниях или в смешанных фазах. В химическом отношении представляют собой сложные смеси углеводородных соединений с небольшой примесью азота, кислорода и серы. Наибольшее промышленное значение имеют жидкие и газообразные нафтиды.

Жидкие нафтиды – нефть, называют сырым природным маслом (crude oil) , не подвергавшимся какой-либо переработке.

Нефтегазоносная провинция (Petroleum province) – главная единица нефтегазо-геологического районирования, приуроченная к крупным геоструктурным элементам земной коры надрегионального масштаба (платформы, плиты, геосинклинальные области), являющаяся ассоциацией смежных нефтегазоносных областей с общими главными чертами регионального геологического строения, истории развития в течение всего времени существования осадочного чехла, единых условий нефтегазообразования.

Нефтяная система (Petroleum system) – это геологические компоненты и процессы, необходимые для образования и скопления УВ, включая зрелые нефтематеринские толщи, пути и направления миграции, породы резервуары, ловушки и покрышки (флюидоупоры). Подходящее время для формирования таких элементов и процессов как образование аккумуляция и миграция, необходимых для формирования и сохранения УВ.

Нефтяная система может быть представлена графически, отражает время формирования и основные составляющие ее элементы. Анализ нефтяной системы базируется на многочисленных компьютерных данных. Геометрия распространения тела коллектора и типы пород его слагающих, их возраст. Прослеживание геоистории, что позволяет рассчитывать процессы, происходящие внутри залежи.

«Нефтяная пьеса» (Petroleum Play) – концепция, включающая объединенный анализ различных данных (осадочный бассейн, продуктивный резервуар, текстурная зрелость осадка, покрышка, ловушка, миграция и т. д.), предназначенная для выявления перспективы бурения скважин и получения запасов УВ на определенной площади (участке земной коры).

Нефтематеринская порода (Organic source rock) – осадочные горные породы, богатые органическим материалом. Осадочные материалы, отложенные вместе с органическим веществом, которое под воздействием давления и тепла в течение определенного времени превращаются в жидкие и газообразные УВ. Обычно это глинистые сланцы и известняки.

Органическая материя (Organic matte) всегда осаждается вместе с минеральными зернами в процессе седиментогенеза и присутствует хотя бы в небольших количествах в отложениях любого типа. Наибольшее ее количество наблюдается в глинистых осадках. Возможность сохранения органики обеспечивают специфические обстановки седиментации.

Источниками органического материала являются растения и животные, поставляющие четыре главных химических компонента:

- углеводы;

- протеины;

- липиды;

- лигнин.

Липиды (lipids) – нерастворимые в воде и кислотах биохимические компоненты живого вещества, нейтральные жиры и жироподобные вещества (липоиды), растительные смолы. Встречаются в морских животных и в растениях. Дают нефть.

Лигнин (lignine)- образует важнейшую часть вещества древесных высших растений. Дают начало гуминовым кислотам – важнейшему компоненту ОВ. Являются предшественниками газа.

Углеводы (carbohydrates) – представлены простыми сахарами и полимерами. Встречаются как моносахариды и полисахариды в древних осадках (целлюлоза).

Белки (protein)– сложные по составу вещества (водород, углерод, кислород, азот, сера, фосфор) легко разрушаются в природных условиях до аминокислот.

Покрышка (Seal) – литологическое тело пород (пласт, пачка, свита, формация), расположенное над породой резервуаром и препятствующее фильтрации УВ в верхние горизонты. Наличие покрышки является необходимым условием для возникновения и существования залежи.

Ловушка (Trap) – локальное тело пород-коллекторов, окруженное породами непроницаемыми, создающими естественным образом благоприятные условия для аккумуляции углеводородного сырья. Формирование ловушек осуществляется в результате сложнейшего взаимодействия структурных, литолого-стратиграфических или гидроди-намических факторов. Разнообразие вариаций основных геологических закономерностей в природе создает бесконечное множество вариантов ловушек, не каждая из которых может и должна быть заполнена УВ.

Резервуар (Reservoir) – пористая и проницаемая толща горных пород, способная вмещать УВ и отдавать их при разработке. Резервуары могут быть сложены любыми породами, но чаще всего в этой роли выступают осадочные образования, в большей степени песчаники и карбонаты. В обломочных резервуарах коллекторские свойства зависят от размера зерна и степени сортировки осадка, обусловленных обстановкой осадконакопления.

Первичная пористость (осадочная) обычно ухудшается с глубиной захоронения осадка. Карбонатные резервуары практически всегда развиты, как небольшие постройки в мелководной части шельфа. Первичная минералогия карбонатных резервуаров контролируется процессами биохимической направленности (создание рифа кораллами и т. д.). Пористость в карбонатах зависит в большей степени от степени диагенеза. Изменения известняков в доломиты приводят к сокращению объема порового пространства. Карбонатные породы (доломиты более чем известняки) хрупкие и имеют тенденцию трескаться под давлением.

Залежь (Pool) – единичное скопление нефти и газа, заполняющее ловушку полностью или частично, находящееся почти всегда под напором краевой или подошвенной воды. Представляет собой открытую динамическую систему, в которой соотношения нефти, газа и воды меняются с течением времени.

Месторождение (Oil-Field) – отдельная залежь или группа залежей, имеющих в проекции на земную поверхность полное или частичное перекрытие своих контуров нефтегазоносности. К единому месторождению относится также группа залежей, разобщенных в плане, но контролируемых одной локальной структурой.

Капиллярное давление (Capalary pressure) – разность давлений, возникающая в капиллярном канале между сторонами кривой контактной поверхности, разделяющей две несмешивающиеся жидкости или жидкость и газ, занимающих межзерновые пустоты. Обусловлено натяжением на поверхности раздела. Его величина зависит от кривизны указанной поверхности, обусловленной различной степенью смачиваемости породы этими жидкостями.

Пористость (Porosity) – природное свойство горной породы, заключающееся в наличии в ней пустот, трещин, каверн.

Проницаемость (Permeability) – природное свойство горной породы, определяющее возможность фильтрации УВ и их отдачу при перепаде давления.

Время формирования (Timing). Наиболее важный вопрос – время формирования ловушки относительно времени прихода в нее УВ. Стратиграфические ловушки формируются всегда раньше миграции в них УВ. Структурные ловушки могут быть созданы позже формирования залежи УВ. Время прихода нефти в ловушку может быть оценено при геомоделировании, предусматривающем воссоздание стратиграфического каркаса, литологии, источника осадочного материала и пород резервуара и изменения в них при захоронении.

Историю захоронения (burial history) можно представить в виде кривых, показывающих уплотнение пород, периоды поднятия территории, эрозии и опускания.

Миграция УВ (Petroleum migration) – процесс перехода УВ из материнских пород в породу-коллектор. В зависимости от вмещающих пород движение может происходить по горизонтали или в вертикальном направлении.

Изображение земной поверхности, полученное с искусственных спутников Земли (Satellite images) в черно-белом и цветном диапазонах имеет высокое пространственное разрешение. Исследования, проводимые в этой области, давно и прочно нашли свое применение в нефтяной геологии. Космические изображения природных ресурсов (древних резервуаров нефти, природного газа, современных седиментологических объектов и т. д.) используются на стадии геологоразведочных работ для оценки залежей природных ресурсов и состояния разрабатываемого пласта.

Анализ геологической структуры выявляет особенности строения регионов, перспективных на нефть и газ, помогает оконтурить зоны риска экологических катастроф и чрезвычайных ситуаций тектонического характера. При разработке месторождений углеводородного сырья позволяет проводить моделирование географических и геометрических особенностей местности, условий транспортировки опасных материалов с целью максимального снижения негативного воздействия на население и окружающую среду, обнаружение и картографирование утечек нефти и других дефектов трубопроводов в зоне литорали и на морском шельфе.

Обстановка осадконакопления (Depositional environment) – область осадконакопления, охватывающая часть земной поверхности и связанные с ней физические, химические и биологические условия, от которых зависят процессы седиментации и осадки накопленные в результате действия этих процессов. Седиментационные обстановки подразделяются в зависимости от аспекта исследований и от выбора критериев, границы между ними часто бывают нечеткими. В качестве наиболее общего критерия классификации принимается пространство аккумуляции. На этом основании выделяют группы морских и континентальных обстановок. В зоне совместного влияние моря и материка в зонах побережья выделяют переходную группу обстановок, обладающих специфическими чертами. Более детальное подразделение внутри этих групп проводится на основе разнородных критериев.

Стратиграфия (Stratigraphy) – раздел геологии, изучающий пространственно-временные соотношения слоистых толщ осадочных горных пород. Имеет в своем арсенале различные стратиграфические методики, базирующиеся на вещественном составе пород, на их физико-химических характеристиках и на содержании в породах остатков растений и животных в целях датировки, расчленения и прослеживания одновозрастных геологических образований, содержащих полезные ископаемые, в том числе нефть и газ.

Биостратиграфия (Biostratigraphy) – ведущий метод стратиграфических исследований, применение которого возможно для осадочной толщи любого литологического состава и фациальной принадлежности. Метод базируется на изучении ископаемых остатков флоры и фауны и выделении на основе палеонтологических характеристик одновозрастных подразделений. Биостратиграфическая корреляция обосновывает связь между литостратиграфией и хроностратиграфией и может определяться как альтернативная корреляция. Хорошая биостратиграфия требует профессиональной специальной подготовки и зависит: от обстановки осадконакопления (морские – не морские осадки), от степени сохранности остатков фауны и флоры, от отбора образцов, от их обработки, от типа фауны / флоры (используют их комбинацию), от качественной интерпретации фациальной обстановки.

Хроностратиграфия (Chronostratigraphy) – метод стратиграфии, основанный на выделении и прослеживании осадочных толщ, сформировавшихся в течение определенных подразделений геологического времени, имеющих свой эквивалент в геохронологической шкале.

Литостратиграфия (Lithostratigraphy) – наиболее распространенный метод выделения и прослеживания слоев осадочных пород, обладающих схожими литологическими характеристиками. Литостратиграфические подразделения (серия, группа, комплекс, толща, пачка, слой (пласт), маркирующий горизонт) выделяются в объеме совокупностей горных пород, объединенных литологическими особенностями (признаками), позволяющими устанавливать положение этих подразделений в разрезе и на площади распространения.

Сейсмостратиграфия (Seismic stratigraphy) – выделение и сопоставление крупнейших геологических тел, в пределах четких сейсмостратиграфических границ, представленных сейсмогоризонтами. Стратиграфический объем сейсмостратиграфических подразделений устанавливается интерполяцией и экстраполяцией данных по привязке сейсмометрических границ к литологически и палеонтологически охарактеризованным разрезам или выделенным местным или региональным стратонам.

Секвенс-стратиграфия (Sequence stratigraphy) – методика расчленения осадочного разреза на соподчиненные части, разделенные поверхностями несогласия, отражающими изменения относительного уровня моря и скоростей седиментации. Направление стратиграфических исследований особых видов стратиграфических подразделений (слоистых геологических тел, ограниченных несогласиями). Анализ генетически связанных осадочных образований с позиций хроностратиграфии в целях предсказания протяженности осадочных резервуаров. Данный метод стратиграфических исследований позволяет раскрыть геологическую историю региона с учетом палеогеографических условий осадконакопления, действующих на фоне определенных тектонических процессов. Особенно важен в нефтяной геологии при прогнозе распространения и качества пород-коллекторов, пород-флюидоупоров и нефтегазоматеринских толщ.

Корреляция (Correlation) – процедура сопоставления и прослеживания в разрезе одновозрастных геологических толщ, часто (но не всегда) обладающих однотипными литологическими характеристиками. Процедура корреляции позволяет представить глубинную структуру резервуара и понять геологические взаимоотношения между раз-ведочными и эксплуатационными скважинами.

Кероген (Kerogen) – фракция ОВ горючих сланцев и рассеянной органики пород, представляющая собой темно-серое аморфное вещество, содержащее до 70–80 % угле-рода, 7–11 % водорода, 10–15 % кислорода, немного азота и серы. Кероген нерастворим в обычных органических растворителях, неокисляющихся кислотах и щелочах. Различают сапропелевый, гумусовый и смешанные его типы. Иногда термином «кероген» обозначают все рассеянное органическое вещество (РОВ) пород в целом.

Созревание (Maturation) – жар+время преобразуют органическую материю в осадках в кероген и подвижные углеводороды. Аналогия с приготовлением пищи. Высокая температура необходимая для генерации УВ (но не их сжигания). Важно, что-бы материнские породы были достаточно нагреты для того, чтобы произошла генерация и миграция УВ, и не перегреты до такой температуры, при которой бы происходило разрушение углеводородных молекул на составные элементы.

История развития бассейна седиментации (Basin histories) важна для описания нефтегазоносной системы во времени и пространстве. Необходимы палеореконструкции, позволяющие определить основные ее характеристики. Реконструкции временных интервалов показывают распределение в разные геологические эпохи морей, океанов и континентов. Такие карты необходимы для определения наиболее важных трендов седиментации и депоцентров отложения пород резервуаров и флюидоупоров.

Керн (Core) – каменный материал, выбуренный из стенки скважины, обеспечивающий базовую информацию в понимании детального строения осадочного резервуара.

Картопостроение (Mapping). Карты при работе геолога-нефтяника являются первичным средством для объединения, интерпретации и передачи пространственных данных. Соответственно картопостроение представляет собой метод двумерного представления трехмерных поверхностей в целях расположения скважин и определения размеров скоплений УВ.

Каротаж (Well logging) – процесс производства каротажа или регистрация показаний каротажа скважин при измерении физических свойств пород-резервуаров. Общий термин, используемый для обозначения различных методов или технических приемов изучения погребенных осадочных толщ.

  Происхождение нефти

"Только тогда, когда мы будем иметь правильное представление о тех процессах, в результате которых возникла нефть, мы будем знать, каким образом в земной коре образуются ее залежи, и получим надежные указания, в каких местах надо искать нефть и как надлежит наиболее целесообразно организовать ее разведку" И.М. Губкин

Вопрос происхождения нефти и газа в недрах земной коры уже много столетий будоражит умы геологической общественности, являясь своеобразным научным феноменом. Развитие представлений об условиях формирования УВ происходило в несколько неравнозначных по времени этапов по нескольким господствующим направлениям.

I этап,

берущий свое начало еще с доисторических времен, продолжался до середины (XVIII века). Древние ученые образование нефти чаще связывали с грозными природными явлениями, которые могли наблюдать – с вулканической деятельностью и землетрясениями.

В I в до н. э. Витрувий, исходивший из механизма выноса солей с водой, приводит одно из первых объяснений происхождения нефти – ее формирование и выход из недр вместе с водой.

Страбон (I в. до н. э, – 20–24 гг. н. э.), изучая выходы нефти на юге Европы, Ближнем Востоке и грязевые вулканы в Мертвом море объединил их генетически.

Арабские ученые Их-Ван-эс-Сафа (950 г.) и Эль-Казвани (1275 г.) процесс образования нефти объясняли взаимодействием воды, воздуха, огня, серы, земли.

Ближе всех к решению этой проблемы уже в начале XVIII в, подошел немецкий ученый И. Геккель, который за исходное вещество нефти принимал остатки растений и животных, т. е. органический материал.

Несколько позже французский ученый Б. Де Молье образование горючих ископаемых также связывал с органическими остатками, захороненными в морских осадках, а вулканические процессы объяснял их горением.

II этап (середина XVIII – конец XIX вв.)

Этот период в истории развития гипотез о происхождении нефти ознаменовался двумя важными событиями: зарождением геохимических исследований ОВ с целью познания сущности образования нефти и выделением осадочных пород как нефтематеринского объекта.

В 1733 г. выходит трактат М.В. Ломоносова, объясняющий происхождение нефти.

М.В. Ломоносов считал, что нефть выгоняется подземным жаром из каменных углей в виде бурой и черной маслянистой жидкости и поступает в трещины и полости и по существу уже в то время определил основные положения современной теории органического происхождения нефти:

- исходное вещество (органика);

- образование нефти в условиях повышенных температур;

- свойственных каменноугольной стадии углефикации;

- вторичное залегание нефти по отношению к местам образования – аккумуляция в трещинах и пустотах.

Впервые показал связь образования нефти с геологическим строением земли, принимая за источник тепла для преобразования рассеянной органики глубинный тепловой поток. Близких взглядов на происхождение нефти в то время придерживались Ж. Бюффон, Дж. Геттон, Ч. Лайель, Г, Абих, Г. Потонье, Д. Уайт и др.

Английского химик Ч. Гатчетт доказал своими исследованиями, что в состав природных битумов входят те же элементы (С, Н, О, N), что и в растительные масла, смолы, животные жиры. Он считал, что в природе имеет место единый генетический ряд: нефть – мальта – минеральные смолы – асфальт – гагат – ископаемые угли, и в этом ряду каждый последующий член по своему составу характеризуется убылью водорода. Он был недалек от истины.

В середине XIX в, американский ученый Д. Ньюберри (1859 г.) связал рождение нефти с обогащением органическим веществом битуминозных сланцев, подстилающих залежь нефти; несколько позже (1863 г.), американский ученый Винчел ввел понятие о нефтематеринских свитах, как месте рождения нефти.

В дальнейшем учение о нефтематеринских свитах успешно развивалось и конкретизировалось при проведении нефтепоисковых работ Г.П. Михайловским, Н.И. Андрусовым, А, Д. Архангельским, И, М. Губкиным и их последователями, В США в 30-х гг. этого столетия большой вклад в изучение нефтематеринских свойств осадочных отложений внесен Ф. Траском и П. Патнодом.

С середины XIX в. получают распространение самые различные представления об условиях происхождения нефти. Основные различия в выдвигаемых гипотезах в XIX в. касались в основном состава исходного ОВ – растительного или животного и в меньшей степени – механизма и путей формирования нефтяных залежей.

Важным этапом в развитии представлений о происхождении нефти явились экспериментальные лабораторные работы по синтезу органических и неорганических соединений. Возможность получить соединения углерода и водорода, используя как исходный материал минеральные компоненты, послужила основой для развития первых представлений о неорганическом происхождении нефти.

М. Бертло (1860 г.) синтезировал ацетилен (С2H2) путем реакций щелочных металлов с углекислотой, водой. Показав возможность образования УВ таким путем, М. Бертло, однако, не утверждал категорично, что это единственный путь образования нефти в природе.

В 1877 г. Д.И. Менделеев обосновал гипотезу образование нефти путем неорганического синтеза («Минеральная гипотеза»). Гипотезу о неорганическом происхождении нефти в XIX в. и начале XX в. поддерживали А. Гумбольдт, Э. Ленд и др.

Значительным событием, оказавшим большое влияние на формирование основ концепции органического происхождения нефти, были лабораторные эксперименты химиков США и Германии (К. Уоррен, Ф. Сторер, К. Готлиб и др.).

Особенно важные эксперименты провел К. Энглер (1888–1900 гг.), который показал возможность образования предельных и непредельных УВ при нагревании рыбьего жира под давлением.Несколько позже в качестве исходного материала он признавал и диатомовые водоросли, но полностью исключал из этого процесса остатки наземного растительного материала. К. Энглер был горячим сторонником органического происхождения нефти.

Таким образом, к началу XX века во взглядах на генезис нефти оформились две концепции: неорганического и органического происхождения. В качестве исходного материала сторонники органического происхождения нефти рассматривали остатки животных организмов и диатомовых водорослей в субаквальных осадочных отложениях.

III этап (XX в. – по настоящее время).

В этот период во взглядах доминирует концепция органического происхождения нефти. В России эти представления развивали Г.П. Михайловский, Н.И. Андрусов, А.Д. Архангельский, К.П. Калицкий, И.М. Губкин и др., в Румынии – П. Мразек, в Германии – К. Энглер, в США – Э. Блюммер и др.

Важным моментом в развитии представлений о происхождении нефти были выводы Г. Абиха о вторичной природе нефти в залежах, а также о приуроченности промышленных скоплений нефти и газа на Апшеронском полуострове к антиклиналям, т. е. формировались основы познания процессов генерации УВ и их миграции в осадочных отложениях от мест их рождения к областям накопления.

Г.П. Михайловским в 1906 г. сформулированы основные положения гипотезы органического происхождения нефти. В качестве исходного материала он принимал рассеянные формы смешанного (растительного и животного) вещества, захороненного в морских глинистых осадках. В процессе погружения осадков сначала под действием микроорганизмов, а затем повышенных температуры и давления происходит битуминизация ОВ. Последующее складкообразование способствует перемещению УВ из глинистых отложений в песчаные коллекторы.

К.П. Калицкий в 1923 г. предположил, что нефть образуется из морских водорослей (зоостера) в местах их обильного развития, а значит всегда сингенетична вмещающим породам. Такой подход не объяснял широкое распространение нефти в различных литофациальных образованиях.

Бурное развитие промышленности во всем мире, поиски новых углеводородных ресурсов и сырья приобретали все более плановый характер. Расширение исследований в области литологии, гидрогеологии, гидробиологии, биохимии, выяснение условий залегания нефти, ее состава и свойств неизбежно приводили ученых к заключению о преимущественном образовании нефти из биогенного ОВ осадков.

Все большее признание получала концепция органического происхождения нефти, ее «сапропелевая» теория. Допускалось, что образование нефти и газа связано с рассеянным ОВ преимущественно сапропелевого типа.На базе сапропелевого варианта Г. Потонье родилась современная теория органического происхождения нефти.

Впервые наиболее полно и целенаправленно обобщены и показаны все имеющиеся к тому времени факты, характеризующие процесс нефтегазообразования, его стадийность, длительность и непрерывность в основополагающей работе И.М. Губкина «Учение о нефти», который по существу заложил основы современной теории органического происхождения нефти .

В 1948 г. впервые в работе В.А. Соколова «Очерки генезиса нефти» приводится полное обобщение всех имеющихся к тому времени материалов по геохимии ОВ пород и нефтей. В работе показаны пути образования УВ нефти в осадочных породах, впервые приведена схема вертикальной зональности образования и нахождения УВ в осадочном комплексе Земли, согласно которой в породах верхней части разреза (биохимическая зона газогенерации) нефть еще не образуется, а ее генерация осуществляется в породах при их погружении в область более высоких температуры и давления в результате термолиза и термокатализа ОВ в породах.

Несмотря на многовековую историю этой проблемы, планомерные работы по выяснению генезиса нефти были начаты лишь в конце прошлого столетия. В объяснении формирования УВ уже более ста лет противоборствуют две основные концепции, породившие две оппозиции исследователей.

Согласно первой теории нефть и природный газ образовались в осадочном чехле земной коры в результате глубокого преобразования остатков животных и растительных организмов, населявших древние моря и озера в разные геологические эпохи (органическая концепция).

Их оппоненты – неорганики – утверждают, что нефть и газ образовались в мантии Земли в результате синтеза углерода и водорода в условиях высокой температуры и давления (неорганическая гипотеза).

На протяжении десятков лет биогенное и абиогенное происхождение нефти рассматриваются как концепции взаимоисключающие друг друга. Разными группами исследователей и та и другая признаются несостоятельными. Подавляющее большинство теоретических разработок в нефтяной геологии и геохимии базируются на постулатах правильности органической или неорганической гипотез, т. е. проблема в принципе считается решенной.

Обе точки зрения, оперируют современными знаниями, которыми располагают науки о Земле, физика, химия, биология, сохраняют в настоящее время устойчивый антагонизм и решительное неприятие выводов друг друга.

  Неорганические гипотезы происхождения нефти

Неорганические гипотезы происхождения нефти были наиболее популярны в СССР, где ее отстаивали две научные школы – в Санкт-Петербурге (Ленинграде) во главе с Н.А. Кудрявцевым и Киеве во главе с В.Б. Порфирьевым. Адепты этого направления опирались на авторитет Д.И. Менделеева, который высказал предположение о том, что нефть могла образоваться при воздействии воды на карбид железа.

Главными же геологическими фактами, легшими в основу построений «неоргаников», было нахождение некоторых залежей нефти в вулканических, интрузивно-магматических и метаморфических породах. Такие залежи действительно существуют. Особенно показателен пример крупного скопления нефти в трещиноватых и выветрелых гранитах на месторождении «Белый тигр» на юге Вьетнама, в дельте Меконга.

За сравнительно большой период времени развития гипотез неорганического происхождения нефти было предложено достаточно большое их количество. К числу наиболее популярные из них относятся карбидная теория и вулканическая гипотеза.

    Карбидная теория происхождения нефти

Карбидная теория происхождения нефти. Д.И. Менделеев, достаточно полно описавший карбидную гипотезу, исходил как из личных наблюдений за выходами нефти в районах г. Баку, в Пенсильвании, так и из возможности химических реакций между карбидами металлов, водой, следствием которых является образование УВ.

Основные положения гипотезы Д.И. Менделеева сводятся к следующему:

- выходы нефти на поверхность свидетельствуют о стремлении ее к восходящим движениям, т. е., «место образования нефти должно быть ниже тех мест, где она содержится»;

- если бы нефть происходила из организмов, то в местах ее скопления должны быть «угольные остатки»;

- нефть в Пенсильвании встречается в девонских и даже силурийских отложениях, а в последних организмов было мало;

- при горообразовании возникают разломы, через которые вода, проникая вглубь, вступает в реакцию с «углеродистым металлом», в результате чего образуются окислы и предельные УВ.

Реакция, обеспечивающая образование первичных соединений углерода и водорода, может быть представлена следующим образом:

2FeC + 3H2O = Fe2O3 + C2H6.

Однако известно, что только карбиды алюминия в реакции с водой могут образовать предельные УВ (метан). Большинство же карбидов металлов в реакции с водой выделяют ацетилен, который в условиях повышенного давления полимеризуется и может образовать бензол, а в результате последующей гидрогенизации и нафтены.

Возможность таких реакций, т. е. образование УВ разного состава, близких к нефтям, при действии воды на карбиды металлов при наличии соответствующих катализаторов, температуры, давления доказана в лабораторных условиях. Тот факт, что в нефтях содержатся и гетеросоединения, по данной схеме образования нефти объясняется тем, что в недрах земли имеются не только карбиды металлов, но и сульфиды, нитриды, которые в соответствующих условиях образуют углеродистые гетеросоединения.

Для карбидного варианта необходимо допустить в пределах земной коры существование расплавленных масс углеродистых металлов и возможность проникновения к ним воды. При этом должны быть проводящие пути воды к жидким карбидам и обратно от очага генерации к местам скопления УВ.

И.М. Губкин убедительно показал невозможность существования подобных трещин – проводящих путей от земного ядра к твердой земной коре. Препятствием является лежащий между ними пластичный базальтовый пояс, затрудняющий как проникновение воды к ядру, так и обратный восходящий поток УВ, если бы таковые и образовывались при воздействии ювенальных вод на карбиды металлов.

Генерация УВ нефтей путем неорганического синтеза отвергалась и по другим причинам (УВ, образованные путем воздействия воды на карбиды металлов, были оптически неактивными, в то время как природные нефти обладают этим свойством).

    Вулканическая гипотеза происхождения нефти

Вулканическая гипотеза происхождения нефти предполагает генерацию УВ в магме и их подъем в верхние комплексы земной коры, где они, заполняя трещины и пустоты, образуют скопления.

Начиная с А. Гумбольдта (Humboldt, 1814), почти все сторонники неорганического происхождения нефти в качестве довода, который прямо указывает на связь нефти с магматическими очагами, приводят случаи обнаружения УВ в продуктах деятельности современных вулканов. Большинство приводимых примеров выборочно заимствовано из устаревших источников, при этом не рассмотрен весь комплекс различных и весьма многочисленных данных, а также не учитывается геологическое строение районов развития вулканов.

Выводы, сделанные с помощью такого метода анализа фактического материала, не могут быть объективными и отражать реально существующие закономерности. За последние 25–80 лет детально изучены характер и продукты деятельности современных вулканов.

Возможные признаками нефти могли бы быть:

- углеводороды в составе вулканических газов;

- углеводородные газы в составе лав;

- присутствие битумов среди продуктов деятельности современных вулканов.

Результаты исследований свидетельствуют об обратной ситуации. УВ могут встречаться, но спорадически (метан при извержениях), что не может быть доказательством генетической связи месторождений углеводородов с вулканической деятельностью.

Нефте-, газо-, и битумопроявления в магматических породах как никакой другой вопрос нефтяной геологии привлекает к себе огромное внимание и вызывает множество дискуссий. Сторонники неорганического происхождения нефти, основываясь на тех или иных данных, утверждают, что все нефте- и газопроявления в магматических породах генетически связаны с ними.

Этому вопросу посвящено множество научно-исследовательских работ, статей и докладов на различных совещаниях по происхождению нефти. При описании достаточно большого количества примеров обнаружения нефти, газа и битумов в магматических породах ни разу, никем не приводилось их классификации и систематизации.

Механизм происхождения нефти выглядит примерно следующим образом (Кудрявцев Н.А., 1954). В земных недрах, судя по астрономическим данным,:

- при высоких температурах (600–12000 °С) образуется метин СН;

- при более низких (3000–4000 °С) – метилен СН2;

- при еще более низких – последовательно метил СН3, а затем и метан СН4.

- с понижением температуры метин переходит в ацетилен, в бензол, метилен в гексан и т. п.

В начальной стадии остывания магмы образовании нефтяных УВ из выделяющихся вместе с другими газами простейших УВ и водорода должно происходить, вероятно, на значительном расстоянии от магматического очага в зоне наиболее оптимальных температуры и давления. С понижение температуры магмы эта зона приближается к ней.

В изверженных породах, излившихся на поверхность или создавших вблизи от нее магматические тела, может происходить образование нефтяных УВ, о чем свидетельствуют многочисленные находки включений нефти и твердых битумов в серпентинитах, базальтах, диабазах и других основных изверженных породах.

Наличие рассеянных битумов в образовавшихся на поверхности обсидианах и пеплах некоторых вулканов и отсутствие их во всех глубинных полнокристаллических породах говорит о том, что при медленном остывании на глубине магма отдает содержащиеся в ней УВ полностью или почти полностью. Результаты детальных исследований противоречат этим выводам.

Нефтегазопроявления в магматических породах встречаются:во-первых, очень редко, а во-вторых, не могут быть генетически связанными с магматическими породами.

Об отсутствии генетической связи между битумами, нефтями и углеводородными газами и вмещающими их интрузивными пародами свидетельствуют следующие данные:

1. Большая редкость наличия битумов, нефтей и газов в интрузивных породах;

2. Отсутствие корреляционной связи между составом пород и содержанием в них указанных веществ;

3. Отсутствие связи между размерами интрузивов и их возрастом и содержанием в них битуминозных компонентов;

4. Наличие полостей, целиком заполненных битумом или метаном;

5. Наличие битумов и углеводородных газов в интрузивных породах, подвергшихся значительному и довольно высокотемпературному автометаморфизму (серпентинизации, карбонатизации и др.);

6. Отсутствие синтеза углеводородов при моделировании магматических процессов;

7. Наличие битумов только в тех интрузивных, телах, которые прорывают или контактируют с осадочными породами, обогащенными органическим веществом.

Распределение и характер нефте-, битумо- и газопроявлений в магматических породах не связаны с закономерностями распространения последних, а почти во всех случаях зависят от характера и близости контактирующих осадочных образований. В то же время в осадочных образованиях несоизмеримо шире распространены нефте-, битумо- и газопроявления и скопления этих веществ, причем установлена связь их с составом пород и полное отсутствие связи с магматической деятельностью. Все это дает право однозначно решать вопрос о генетической связи нефти, битумов и горючих газов, содержащихся в магматических породах, с осадочными образованиями.

    Метаморфическая гипотеза происхождения нефти

Нефтепроявления, наблюдавшиеся А. Гумбольдтом в гнейсах Венесуэлы, послужили причиной для высказывания первого предположения о неорганическом происхождении нефти. С тех пор все сторонники этого предположения считали наличие нефте-, газо- и битумопроявлений в метаморфических породах одним из доказательств неорганического происхождения нефти.

При этом различные исследователи интерпретируют подобные факты неодинаково. Одни считают, что нефть, газ и битумы попадают в метаморфические породы благодаря миграции их по зонам глубинных разломов. По мнению других, УВ образуются в процессе метаморфизма пород. Третьи считают, что породы до метаморфизма содержали УВ, которые в процессе метаморфизма превратились в графит.

Количество нефте-, газо- и битумопроявлений в метаморфических породах весьма незначительно по сравнению с числом подобных проявлений в магматических и особенно в осадочных породах. Чаще фиксируются газопроявления, чем битумо- и нефтепроявления. Нет никакой связи между частотой распространения, составом и количеством нефте-, газо- и битумопроявлений, с одной стороны, и структурой и составом метаморфических пород, с другой.

Нефте- и битумопроявления встречаются чаще:

- на склонах щитов и в ядрах складчатых систем;

- не наблюдаются в пределах кристаллических массивов.

В большинстве районов, где отмечены нефте-, газо- и битумопроявления в метаморфических породах, последние контактируют с осадочными породами, содержащими органическое вещество либо в стратиграфическом разрезе, либо по разрывным нарушениям.

В сравнительно редких случаях битумы содержатся в изолированных пустотах метаморфических пород, характеризуются крайней степенью метаморфизма и не связаны с осадочными породами.

Для нефте- и битумопроявления в метаморфических породах, можно найти следующие закономерности:

- Собственно нефтепроявления и частично битумопроявления в метаморфических породах наблюдаются вблизи контактов их с осадочными породами. В этих случаях степень метаморфизации битуминозных веществ не связана со степенью метаморфизма пород.

- Наличие некоторых битумопроявлений в метаморфических породах не зависит от присутствия вблизи осадочных пород. Степень метаморфизма пород и содержащиеся в них битуминозные компоненты находятся в прямой связи.

Указанные закономерности могут обусловливаться лишь тем, что первые вещества попали в породы после их метаморфизма из расположенных вблизи осадочных образований, вторые же находились в породах до процессов метаморфизма, и эти процессы сказались на них отрицательно .

    Теория космического происхождения нефти

Сторонники неорганического происхождения нефти в качестве одного из доказательств приводят высказывания астрономов и астрофизиков о наличии УВ на различных космических телах. В фазу звездного состояния планет в их газовой оболочке уже существуют УВ, которые по мере охлаждения планеты поглощаются магмой, а затем при отвердении планеты и образовании земной коры выделяются из магмы и, поднимаясь, заполняют пустоты и трещины, образуя нефтяные месторождения (Н.А. Соколов).

Детальный анализ астрономических данных показывает, что в атмосферах планет гигантов присутствует только углеводороды СН4. При изучении атмосфер этих планет следов других УВ обнаружить не удалось. Каких либо признаков проявлений нефти на других планетах солнечной системы также не зафиксировано, что по аналогии должно свидетельствовать об отсутствии нефти такого генезиса на земле. Более сложно обстоит вопрос с наличием органического вещества в метеоритах.

В составе углеродсодержащей части метеоритов выделяются углистое вещество, «организованные включения» и битуминозное вещество. Углистое вещество составляет большую часть углеродсодержащих соединений, распределено оно сравнительно равномерно во всем теле углистых хондритов в виде очень мелких вкрапленников, находящихся в сростках с минеральным веществом хондритов .

Вопрос о природе органики, содержащейся в метеоритах, еще далек от разрешения. В подходах к его решению наметилось пять взаимно исключающих друг друга точек зрения:

- органика, содержащаяся в метеоритах, имеет абиогенный генезис, образовалась в результате химических реакций, протекавших в первичном веществе, из которого образовались планеты и протоастероиды (Бдовыкин, 1965; Kaplan and oth., 1963 и др.).

- метеориты образовались в результате распада большой планеты, на которой развивалась органическая жизнь (Кринов, 1955).

- по третьему предположению, метеориты представляют обломки, земных пород, выброшенных во время сильных вулканических извержений и вернувшихся впоследствии на Землю.

- сторонники четвертого предположения Б. Нэги. У. Mайнштайн и другие считают, что органика и «организованные элементы», содержащиеся в углистых хондритах, являются следами жизнедеятельности самых ранних превращений органического мира (Meinschein and oth., 1963; Hadgson. Baker, 1964 и др.).

- согласно пятой точке зрения характер содержащейся в метеоритах органики, ее состав и свойства нередко обусловливаются процессами контаминации, развивающимися между метеоритами и почвой и породой, в которую они погружаются после падения (Anders and other 1964).

Например, исследователи, изучающие аминокислоты в метеоритах, не могут решить, с чем связано присутствие этих веществ: они не исключают и возможность загрязнения. Сторонники каждого из указанных предположений приводят много довольно веских аргументов, подтверждающих эти предположения. Результаты исследований органической материи одних и тех же метеоритов, полученных разными исследователям, неодинаковы.

В настоящее время образование нефтей путем неорганического синтеза обосновано лишь лабораторными экспериментами, подтверждающими возможность синтеза УВ в условиях высоких температуры и давления. Неорганический синтез нефти не объясняет многократно доказанные на различных природных объектах генетические связи между УВ нефтей и органику нефтематеринских пород .

При синтезе УВ в условиях аномально высоких температуры и давления число образующихся изомеров бесконтрольно, в то время как в нефтях установлен закономерный ряд структур нормального строения и изомеров, типичный для конкретного геологического объекта и поддающийся идентификации современными методами анализа. Наличие хемофоссилий в нефтях, несущих генетическую информацию об исходных структурах биомолекул, находится в противоречии с абиогенным синтезом нефти, тем более что многие из них разрушаются при высокой температуре.

Не находит объяснения вертикальная зональность генерации и распределения скоплений УВ (газ – нефть – газ) в осадочных комплексах и связь между временем образования ловушек и их заполнением.

Таким образом, с позиций неорганической концепции образования нефти в целом нельзя объяснить ряд важных связей и закономерностей в размещении месторождений нефти и газа.

  Органические гипотезы происхождения нефти

Биогенная концепция происхождения нефти объясняет основные особенности распространения и состава нефти:

- более 99 % месторождений нефти и газа сосредоточено в осадочных горных породах, т. е. в породах, образовавшихся из донных отложений древних водных бассейнов, в которых развивалась жизнь;

- осадочные породы (глины, песчаники, известняки и др.) характеризуются широким распространением дисперсных битуминозных веществ («диффузно-рассеянной нефти»), близких по составу к обычной нефти. Общее количество рассеянной нефти в осадочной оболочке Земли намного превышает общее количество нефти в месторождениях;

- в нефтегазоносных регионах залежи нефти и газа стратифицированы, т. е. в каждом регионе приурочены в основном к пластам горных пород определенного возраста;

- химический состав нефти в месторождениях и состав рассеянной нефти в горных породах имеют много сходных черт с составом живого вещества: в них присутствуют биомолекулы или их фрагменты (изопреноиды, порфирины и др.), часть которых обусловливает оптическую активность нефти, присущую живому, и т. д.

Биогенная концепция происхождения нефти не представляет собой в настоящее время единую законченную теорию.

В ее рамках остаются дискуссионными наиболее принципиальные вопросы:

- стадии литогенеза, с которыми связано, в основном, нефтеобразование;

- источники энергии для синтеза нефтяных УВ из керогена;

- механизм собирания рассеянных углеводородов в скопления;

- формы и энергия миграции нефти в горных породах;

- происхождение типов нефтей и другие.

На все эти вопросы биогенная концепция пока не дает однозначных ответов - большинство решений имеют альтернативы.

Значительная часть сторонников биогенной концепции разделяет осадочно-миграционную теорию. Согласно этой теории, главный фактор нефтеобразования – тепловая деструкция созревшего керогена при достижении породами в процессе погружения зоны температур 110–165 °С на глубинах от 1,5 до 7,5 км.

Другие исследователи считают эти положения неприемлемыми, отводя главное место в нефтеобразовании биохимическим процессам, происходящим на самых ранних стадиях литогенеза в определенных благоприятных условиях морских донных осадков.

Третья группа исследователей исходит из того, что превращение многих биогенных соединений, характеризующихся низкими величинами свободной энергии (жирные кислоты, аминокислоты, спирты, сахара и т. д.), в углеводороды-соединения с относительно высоким уровнем свободной энергии, часто оказывается термодинамически запрещенным в условиях осадочной толщи. Источником энергии для нефтеобразования они считают не столько теплоту, сколько упругие деформации горных пород под воздействием сейсмических процессов, в результате этого повышается поверхностная энергия зерен минералов, за счет чего могут происходить процессы синтеза углеводородов.

Среди современных гипотез нефтеобразования, развиваемых в рамках биогенной концепции, появляются разнообразные представления, признающие необходимость учитывать большую роль вещества и энергии глубоких зон Земли:

- гипотезы гидрогенизации биогенного вещества осадочных пород глубинным водородом;

- гипотеза очагов-реакторов, образующихся в зонах глубинных разломов среди осадочных пород или ниже их в связи с подъемом из глубин высокотемпературного вещества, активизирующего процессы нефтеобразования;

- общая теория нефтегазоносности, создаваемая на базе биогенной концепции, согласно которой потоки глубинных флюидов активизируют процесс нефтегазообразования в осадочных породах и извлекают из них УВ, участвуя тем самым в формировании месторождений;

- гипотеза субдукции, согласно которой морские осадки, содержащие биогенное ОВ, затягиваются по крупному разлому под литосферную плиту в зону мантии Земли.

По другим представлениям, процесс биогенного нефтеобразования продолжался также и в зоне метаморфизма, т. е. глубокого химического и физического изменения горных пород в области высоких температур, давлений и интенсивных деформаций горных пород.

Разноречивость представлений о процессах образования нефти из остатков отмерших организмов не мешает сторонникам биогенной концепции считать ее в принципе правильной. Все разногласия объясняются сложностью самой проблемы и многообразием нефтеобразовательных процессов .Основным вопросом биогенной концепции нефтеобразования является вопрос об источнике исходного ОВ.

Признание, что нефтеобразующие химические элементы проходили в своей истории биологическую стадию и были первоначально рассеяны в осадочных породах, объединяет разнообразные гипотезы и теории в рамках биогенной концепции.Основной вывод, вытекающий из органической теории происхождения нефти и углеводородного газа, заключается в том, что их поиски следует производить в осадочных породах.

    Аргументы в пользу органического происхождения нефти

Доказательством генетической связи УВ, содержащихся в осадочных породах, с последними являются:

- наличие УВ на всех стадиях формирования этих пород:

- седиментогенеза,

- диагенеза,

- катагенеза;

- связь между содержанием УВ и фациально-литологическим составом заключающих их отложений и в первую очередь с геохимической обстановкой осадконакопления;

- увеличение количества, УВ в породах в центральных частях впадин.

Характер залегания залежей нефти и газа является свидетельством органического происхождения этих веществ. Выявленные закономерности в распределении залежей нефти и газа подтверждают правильность указанной гипотезы:

Первая закономерность - наличие в пределах одной пли группы смежных впадин регионально-нефтегазоносных толщ, постоянно или почти постоянно содержащих в благоприятных структурных условиях залежи нефти или газа.

Вторая закономерность - наличие продуктивных горизонтов в пачках осадочных пород, залегающих среди непроницаемых разностей.

Третья закономерность - в распределении запасов нефти по стратиграфическим комплексам, согласно которым максимальные запасы не приурочены к наиболее древним отложениям. Между тем, при поступлении УВ снизу - максимальными запасами должны были бы обладать наиболее древние отложения.

Наличие залежей нефти во всех седиментационных бассейнах, причем характер распределения залежей и запасов нефти и газа во впадинах зависит от их принадлежности к определенным типам, возрасту и продолжительности формирования, мощности осадочного чехла в них. УВ в залежах составляют небольшую часть, на несколько порядков меньше количества УВ, содержащихся в осадочных породах в рассеянном состоянии.

Химический состав нефтей, представляющих сложные смеси многих УВ в гомологических рядах, а также других соединений, большей частью характерных для биогенных веществ.

Сходство состава УВ нефтей с составом синбитумоидов, содержащихся в тех же стратиграфических комплексах. Это сходство касается распределения УВ как по группам (метановых, нафтеновых и ароматических), так и по структуре отдельных групп по преобладанию четырехкольчатых циклопарафинов среди других нафтенов, присутствию гибридных УВ, индивидуальных УВ (нормальных алканов, изоалканов, циклопентанов и циклогексанов) и т. п.

Наличие определенных генетических типов нефтей, характерных для конкретных стратиграфо-литологических комплексов.

Присутствие в нефтях веществ, имеющих явно биогенное происхождение, таких как порфирины, пристан и др. При этом, как установлено, порфирины образуются различными путями, но обязательно из биогенных веществ – бактериохлорофилла и хлорофилла. Первый характерен для примитивных организмов и является предшественником хлорофилла.

Оптическая активность нефтей и микронефтей. Оптическая асимметрия органических молекул служит необходимым и достаточным основанием для утверждения вывода о наличии живого вещества или продуктов его посмертного разложения. С этих позиций оптически активная нефть может быть только продуктом биосферы, а не результатом неорганического синтеза.

Различия в изотопном составе углерода и серы нефтей различных стратиграфических комплексов в пределах отдельных месторождений и районов. Зависимость изотопного состава углерода от фациальной обстановки и отличие его от изотопного состава углерода космических тел и других веществ неорганического происхождения. Изотопный состав серы нефтей свидетельствует, с одной стороны, о ее биогенном происхождении, с другой – о связи с изотопным составом серы океанов.

Несмотря на то, что органическое происхождение нефти подтверждается широкими комплексами геологических, физических, химических и геохимических данных, не все проблемы органических гипотез нашли свое решение.

  Органика в земной коре и пути ее преобразования в нефть

Процесс нефтеобразования процесс длительный (от десятков до сотен млн. лет), сложный, еще до конца непонятый, тесно связан со стадиями литогенеза и проходит несколько этапов своего развития. На первом этапе идет созревание и образование рассеянных УВ (микронефти); на втором этапе – переход микронефти в нефть (нафтиды) .

Процесс идет очень медленно, пока осадки не погрузятся на глубину более 2 км, будучи перекрыты более молодыми слоями, и не нагреются. Лишь тогда наступит главная фаза нефтеобразования. На большей же глубине, порядка 6 км, и при более высокой температуре вместо нефти начнет образовываться газ .

Процесс нефтеобразования завершается лишь тогда, когда капли нефти, начнут собираться в более крупные скопления, что происходит только при отжимании нефти вместе со связанной водой из материнской породы под весом вышележащих слоев, напором газа и при ее переходе в пористые породы-коллекторы, в частности пески и песчаники. Исходным веществом для формирования УВ является дисперсная органика.

    Состав органики, которая в последствии превратятся в нефть

Исходная органическая материя для нефтяных и газовых УВ формируется из липидной части фито- и зоопланктона, бентоса, высшей наземной растительности, остатки которых накапливаются совместно с минеральной частью в субаквальных (океанических, морских, озерно-болотных) условиях. Среднее содержание ОВ, попадающего в донные отложения, редко превосходит 1 % от массы осадка. Лишь относительно небольшая часть этого вещества (10–3 %) преобразуется в нефть. Остальная часть сохраняется в осадке и переходит в литифицированную породу. Органическое живое вещество бывает двух типов: автохтонное и аллохтонное.

Автохтонная органика образуется за счет организмов, населяющих морской бассейн (фитопланктон). Зоопланктон, зообентос, простейшие бактерии не являются первичными продуцентами, т. к. ведут синтез на основе ранее созданного ОВ. Каждый год фитопланктон производит 21 млрд т Сорг., что составляет приблизительно 93 % от общего количества органики. Главную роль в создании первичной продукции в морях и океанах играют диатомовые водоросли, кокколиты, сине-зеленые водоросли, синтезирующие более 55 % ОВ.

Из чистой биопродукции в осадок переходит лишь 85 млн т (3–9 %), остальные 90–97 % ОВ растворяются или «сгорают» на поверхности осадка. На количество накапливаемой органики влияют: литологический тип вмещающих осадков, длительность пребывания ее в воде и темп осадконакопления.

При низкой скорости (2–6 мм за 1000 лет) сохраняется менее 0,01 % Сорг., при умеренной (20–130 мм за 1000 лет) – от 0,1 до 2 %; при высокой (660–1400 за 1000 лет) – от 11 до 18 % .

Аллохтонные органические остатки в растворенной форме приносят реки (363 млн т Сорг. в год), подземные глубинные стоки, твердые стоки с эоловым материалом (460 млн т Сорг. в год, 1/3 которого осаждается в зоне шельфа), в результате абразии берегов и вулканической деятельности (около 18 млн т). Их большую часть составляют гуминовые соединения, обладающие высокой биологической активностью.

Максимальное количество ОВ концентрируется в мелководных водоемах (лагунах, заливах и бухтах) и в верхней части океанического шельфа . Распад значительного количества ОВ приводит к сокращению мощности окисленного слоя осадков.Также накопление ОВ происходит в дельтах и авандельтах.

Остальная часть органики попадает в глубоководные условия (до глубин 4–5 км), где осаждаются мощные толщи илов. В этой зоне идет формирование карбонатных и кремнистых осадков, прочно связывающих ОВ с минеральной основой, тем самым, предохраняя его от растворения.

Рассеянное органическое вещество (РОВ) представлено в осадочных породах в виде органогенно-минерального комплекса, связанного с глинистыми и карбонатно-глинистыми типами осадков или в виде детрита - углефицированных растительных остатков, распространенных в песчано-алеврито-глинистых осадочных толщах.

Традиционно со времен Г. Потонье выделяют несколько типов ОВ, отличающихся по химическому составу и условиям образования:

- сапропелевый;

- гумусовый;

- сапропелево-гумусовый.

Различия в составе органики, отложенной из двух этих источников – гумуса и сапропеля, прослеживаются в составе нефтей, возникших за их счет. Накопление значительных масс органического вещества в осадках было возможно в условиях отсутствия или ограниченного доступа свободного кислорода, что могло происходить лишь в водной среде.

Гумус (humus) – сложное комплексное вещество, представляющее собой аморфный комплексный субстрат коричневого или черного цвета, обязанное своим происхождением разложению органических остатков растительного и животного происхождения, перерабатываемое микроорганизмами в аэробных и анаэробных условиях.

Химически гумус состоит из:

- остатков органики растительного происхождения наименее подверженных разложению;

- субстанций продолжающих разлагаться;

- комплексных веществ получившихся в результате разложения, в том числе и в результате гидролиза и окисления и веществ являющихся результатом жизнедеятельности микроорганизмов.

Сапропель (греч. «Sapros»-гнилой и «Pelos»-ил) – натуральные природные органические отложения пресноводных водоемов, исходным материалом которых являются водные растения и животные остатки в совокупности с привнесенными с суши частями растений, пыльцой, песком, глиной, а также растворами различных минеральных веществ.

Сапропель состоит из минеральной и органической частей. Минеральная часть образовалась в результате выпадения из водных растворов элементов зольной пищи биомассы, глины, песка, и т. д. Органическая часть – в результате анаэробного биохимического разложения биомассы и ее последующего ресинтеза микроорганизмами. Содержание гуминовых веществ в сапропеле достигает 70 %.

В состав сапропеля входят все элементы пищи растений, такие как K2O, P2O5, CaCO. Сапропель снижает кислотность почвы и повышает влагоемкость пахотного слоя, является радиопротектором, т. е. способствует закреплению в почве в малоподвижной и недоступной растениям форме радиоактивного стронция и других тяжелых металлов.

Гуминовые вещества являются наиболее распространённым природным полимером на Земле. Они представляют собой органические соединения, образовавшиеся в процессе разложения растений, являются соединениями преимущественно кислотной природы и содержат значительное количество азота . Интенсивное преобразование ОВ происходит по мере погружения осадка на глубину на стадиях седиментогенеза, диагенеза и катагенеза.

На последних двух стадиях изменения, происходящие с органикой особенно значительны. До попадания в осадок все живое вещество в морских и океанических бассейнах подвергается бактериальному воздействию, в результате которого убывает количественно, и перестраивается, с существенным изменением своего химического состава.

Основную массу вещества исходных живых организмов, составляют, не считая воды:

- белки;

- углеводы;

- липиды и липоиды (жиры и воски);

- лигнин;

- в значительных количествах присутствуют пигменты, витамины, смолы.

Белки – сложные вещества, в состав которых входят углерод, водород, кислород, азот, сера и фосфор. В природных условиях они легко разрушаются до исходных мономеров и аминокислот. Поэтому в неживой природе вместо высокополимерных соединений белка встречаются обычно их мономерные структурные единицы – аминокислоты. Содержание аминокислот в современных морских осадках составляет примерно 0,5 мг/л. В осадочных породах аминокислоты присутствуют в остатках раковин, костях рыб и т. д.

Часть ископаемых аминокислот связана с полимерами небелкового характера (гуминовыми веществами), часть находится в адсорбированном состоянии . За счет разложения аминокислот в раннем диагенезе образуются УВ, в основном низшие парафины нефтей, а также СО2, NH3, за счет которого в дальнейшем формируются азотистые соединения.

Углеводы в живом веществе представлены простыми сахарами и полимерами. В почвах, торфах и субаквальных осадках встречаются как моносахариды, так и олигосахариды (раффиноза, сахароза, мальтоза). В сапропелях углеводы составляют около 40 % всего ОВ. В древних отложениях почти нет свободных сахаров, но они присутствуют в составе полисахаридов (целлюлозы), и аминополисахаридов (хитин). Содержание аминосахаров в современных отложениях достигает 1 мг/л, а в древних – до 0,1 мг/л.

Липидо-липоидные компоненты (от греч. lipos – жир), живого вещества играют особенно важную роль в образовании нефтей. Из липидов в организмах наибольшее значение имеют жиры, т. е. эфиры, глицериды жирных кислот. При разложении они дают жирные кислоты, составляющие значительную часть живого вещества (в растительном материале от 5 до 25 %, в глубоководном зоопланктоне – около 14 %, в современных осадках – 0,002–0,006 %).

Поскольку в осадочных породах встречаются преимущественно жирные кислоты с С14–С18, то их распад приводит к образованию с одной стороны, легких (С5–С18) и газообразных УВ (C1–С4), а с другой – высокомолекулярных УВ (С14–С18) и более тяжелых. Воски представляют собой эфиры высокомолекулярных спиртов, очень стойкие соединения, которые хорошо сохраняются в породах. Растительные смолы и бальзамы, а также УВ живого вещества примыкают к липидам. Растительные смолы устойчивы, в ископаемом состоянии – это янтарь.

Углеводороды (преимущественно метанового типа) в живом веществе обычно встречаются в незначительных количествах. Не совсем ясно – в свободном или в связанном состоянии находятся эти УВ в живых формах. Однако, учитывая их высокую биохимическую устойчивость, можно считать, что они непосредственно аккумулируются в осадках. Но путем подобной прямой «трансляции» в осадки попадает лишь часть УВ, главным образом, метановых.

Пигменты в живом веществе количественно занимают небольшое место, но с геохимической точки зрения они интересны, так как обнаруживаются в нефтях в неизмененном виде и в виде своих производных. Пигменты представлены двумя группами:

- каратиноидами;

- производными хлорофилла и гемина. Пигменты группы хлорофилла, по-видимому, являются переносчиками биогенного азота из организмов в нефть.

Лигнин образует важнейшую часть вещества древесных высших растений и является высокополимерным соединением. Разрушаясь, лигнин в качестве осколков дает ароматические альдегиды, например ванилин в ископаемой древесине, лигнитах. Из осколков лигнина за счет синтеза идет образование такого важного компонента природного ОВ, как гуминовые кислоты и родственные им соединения.

    Геохимическая история преобразования органики в нефть

В геохимической истории преобразования ОВ осадочных пород можно выделить два основных этапа:

- биохимическое превращение ОВ, начинающееся при седиментогенезе и заканчивающееся на стадии диагенеза;

- термокаталитическое преобразование ОВ (стадия катагенеза), происходящее при погружении осадочных пород на глубину.

Для каждой стадии характерны свои действующие факторы и свои источники энергии.

Стадия седиментогенеза.

Биомасса отмерших организмов и продуктов их прижизненных выделений до поступления в свежеотложенный осадок многократно перерабатывается гетеротрофными организмами в субаэральных и субаквальных условиях, окисляется кислородом воздуха, разрушается механически. Подавляющая часть (до 99 %) ежегодной биопродукции Земли полностью разрушается и минерализуется до CO2, H2O, NH3 и различных минеральных солей на путях транспортировки к конечным водоемам стока и зонам седиментации.

Средний коэффициент фоссилизации в условиях болот – 8,6 %, для озер – 3–5 %, для шельфовых областей моря около 1 %, на континентальном склоне – 0,37 %, в абиссальных зонах – 0,06 %. Наиболее высокая фоссилизация ОВ характерна для озерноболотной обстановки осадконакопления, а также для некоторых полуизолированных заливов и морей типа Черного моря, в придонной водной толще которых наблюдается бескислородная анаэробная обстановка, часто с сероводородным заражением, препятствующая полной деградации ОВ до его захоронения в осадке.

Количество и компонентный состав захороняемого ОВ зависят от динамики изменения и особенностей таких седиментогенных факторов, как ландшафтно-климатическая и геологическая обстановка в областях сноса, транзита (преимущественно на суше) и осадконакопления, характер биоценозов, гидрогеологические условия и др. взаимодействие этих факторов приводит к накоплению в осадках водоемов суши и в морских условиях ОВ с различным сочетанием компонентов гумусовой и сапропелевой природы.

Первичные факторы седиментогенеза – режим тектонических движений и палео-географические условия в областях размыва и накопления - предопределяя фациальную обстановку, в конечном итоге контролируют литолого-петрографический состав осадочных образований, состав и содержание в них ОВ и общий характер минералогических ассоциаций (соотношение форм железа, серы и др.)

В соответствии с климатическими особенностями на континентах выделяют гумидный, аридный и гляциальный типы литогенеза.

Гумидный тип литогенеза объединяет осадконакопление в морях и озерах гумидных зон, а так же на водосборных пространствах аллювиально-болотных равнин, в предгорьях и межгорных долинах рек и конусов выноса временных потоков. Породы гумидных обстановок осадконакопления окрашены в различные оттенки бурых, зеленых, желтых и особенно серых и черных цветов, что связано с низкими значениями окислительно-восстановительного потенциала и повышенным содержанием остаточно-го органического углерода более 0,2 %.

Первыми при микробиальном преобразовании ОВ отмерших организмов разлагаются белки и углеводы, с образованием аминокислот, сахаров, фенолов и их производных. В ОВ взвеси уже идет процесс гумификации ОВ. Большая часть углеводов и белков переходит в воднорастворимые соединения и гидролизуется. С глубиной растет доля таких соединений как жирные кислоты, стерины, жирные спирты, УВ. Также, с увеличением глубины бассейна битумоиды приобретают менее восстановительный характер. Взвесь, поставляемая водами рек, особенно обогащена металлами: Ni, Fe, Pb и др. после отмирания клетки эти элементы снова попадают в воду, постоянно гидролизуют-ся и осаждаются.

Состав ОВ на стадии седиментогенеза. В осадках, помимо кислорода и азота, связанных с атмосферой, установлены биохимические газы, образовавшиеся в результате микробиальных процессов в осадках:

- углекислый газ;

- метан;

- этан;

- этилен;

- пропан;

- пропилен;

- бутан;

- бутилен;

- изобутан.

Как правило, метана во много раз больше, чем его гомологов, концентрация которых столь мала, что не может представлять интерес для газообразования и обычно зависит от содержания ОВ в осадках: чем его больше, тем выше их концентрация. В битумоидах из осадков преобладают смолисто-асфальтеновые компоненты, доля УВ составляет 10–15 %. Последние представлены в основном метанонафтеновыми структурами. Отличительный признак УВ в современных осадках – преобладание высокомолекулярных соединений (выше С15), отсутствие низкомолекулярных соединений, составляющих бензиновую фракцию в нефтях .

На стадии диагенеза наблюдаются интенсивные структурные преобразования рыхлых осадков, выражающиеся в ранней физико-химической трансформации ОВ, протекающей в начале под влиянием биогеохимических процессов, а затем возрастающих температуры и давления. В поверхностном слое осадка присутствует четыре компонента:

- минеральная часть;

- костное органическое вещество;

- поровые воды;

- живые организмы бентоса.

Наиболее активной группой являются микроорганизмы, пользующиеся широким распространением. Деятельность микроорганизмов определяет практически все протекающие в раннем диагенезе процессы, поэтому его называют микробиальной стадией. В позднем диагенезе ОВ также испытывает преобразования, связанные с микробиальной деятельностью, поэтому в целом диагенез – это биогенная стадия преобразования осадка.

Выделяют несколько стадий диагенеза.

Ранний диагенез, протекает в верхнем слое осадка в окислительной или нейтральной обстановке. В бассейнах с нормальным кислородным режимом толщина этого слоя составляет 10–15 см, но может достигать и 0,5 м. В бассейнах с дефицитом кислорода этот слой не превышает несколько сантиметров или вообще отсутствует. Продолжительность его от нескольких дней до нескольких тысячелетий, в течение которых происходит биохимическое разложение ОВ.

Белки и углеводы подвергаются расщеплению в водной толще. В результате в осадках присутствуют аминокислоты и сахара, содержание их редко превышает 10 % и быстро сокращается с глубиной. Характерной особенностью распределения микроорганизмов в осадках является резкое уменьшение их общего количества на глубине в несколько дециметров. Это обусловлено истощением части ОВ, доступного для питания, накоплением вредных для жизнедеятельности бактерий веществ, физикохимическими превращениями в осадке.

Для всех типов осадков морей и озер наблюдается резкое преобладание аэробов над численностью анаэробов. Этот этап также называют вадозной частью метеорной области, т. е. зоны, где действуют атмосферные осадки, располагается выше уровня насыщения пор водой. Поровые пространства, таким образом, находятся в контакте с атмосферными газами.

Второй этап (фреатическая часть метеорной области) раннего диагенеза протекает в современных осадках до глубин 10 м, находящихся ниже уровня наземных вод и характеризуется восстановлением сульфатов, железа и марганца. Существует также фреатическая зона приповерхностной морской области. Поровое пространство в зоне постоянно заполнено водой, здесь наблюдается отрицательный окислительно-восстановительный потенциал.

Величины давления и температуры в зоне незначительно отличаются от соответствующих величин на поверхности Земли. Движение поровых вод происходит в соответствии с градиентом давления. Это давление образует цикл, включающий выпадение дождя, стекание и просачивание вод, течение вод в пористых породах, их ход и испарение.

Для третьего этапа (морская область) характерно прекращением бактериальной стадии. Происходит перераспределение новообразованных минералов, формирование конкреций, локальная цементация и перекристаллизация ранее образовавшихся минералов. Давления и температуры здесь незначительно отличаются от давлений и температур на поверхности Земли. В поровых водах имеет место восстановительная обстановка. На химический состав поровых растворов сильное влияние оказывают процессы бактериального окисления и реакции восстановления.

На четвертом этапе (область захоронения и погружения) рыхлый осадок превращается в крепкую компактную породу. Отжим поровых вод идет до глубин 300 м, происходит дегидратация водных минералов и частичная перекристаллизация глин. Состав вод, присутствующих в этой области диагенеза, существенно отличается от состава пресных или морских вод, что обусловлено при уплотнении продавливанием исходной погребенной воды через своего род фильтр, необратимо изменяющий ее состав.

Глубинные воды не принимают участия в метеорном цикле и подвержены влиянию температур и давлений, которые могут значительно превосходить температуры и давления на поверхности Земли. В процессе диагенеза формируются различные новообразования (конкреции), отличающиеся друг от друга по составу и форме нахождения.

Некоторые из них бывают рассеяны по всей толще осадка, например глауконит, пирит, сидерит и другие минералы. Но часто новообразования концентрируются вокруг каких-либо центров и образуют конкреции шаровидной, почковидной, лапчатой, вытянутой формы. Размеры их от нескольких миллиметров до больших конкреционных линз, протягивающихся на несколько метров.

К главным изменениям осадков при диагенезе могут быть отнесены: 1. Обезвоживание и уплотнение, возникающие под давлением накопившихся новых слоев осадка. 2. Цементация, происходящая из-за наличия различных химических соединений, заполняющих поры и пустоты и цементирующих частицы осадка. Цементирующими веществами чаще всего являются кремнезем, оксиды железа, карбонаты и другие, что в ряде случаев находит отражение в названиях горных пород, например железистый песчаник, известковистый песчаник и т. п. 3. Кристаллизация и перекристаллизация, особенно проявляющиеся в мелкозернистых и иловых хемогенных и органогенных осадках, состоящих из легкорастворимых минералов. Это может приводить к переходу опала в халцедон.

На стадиях седиментогенеза и диагенеза формируются потенциально нефтематеринские, газоматеринские осадки – породы. На этой стадии органический углерод расходуется на редукцию железа, на образование биохимического метана, диоксида углерода.

Выделяющийся газ в основном уходит в атмосферу; некоторая часть его захороняется в форме газовых гидратов или в растворенном в воде виде. Концентрация жидких УВ в рассеянном ОВ пород этих стадий ничтожно мала и не может обеспечить формирование промышленных скоплений нефти.

Катагенез – направленный по действию комплекс постдиагенетических процессов, протекающих в осадочных породах вплоть до их превращения в метаморфические является ведущим процессом в преобразовании ОВ, генерации нефти и газа и изменении свойств самих пород нефтегазоносных отложений, что в совокупности во многом определяет закономерности распределения нефти и газа в земной коре.

Подавляющее большинство явлений катагенеза представляют собой совокупность одновременно или последовательно действующих факторов преобразования вещества (температура, статическое, динамическое и флюидодинамическое давление, сейсмические колебания, радиоактивность, химические реакции, естественные поля Земли).

Главными факторами катагенеза являются температура и давление, создающие в совокупности определенный термобарический режим, который необходим для приобретения ОВ в процессе его изменения присущих данному уровню катагенеза физико-химических свойств. В процессе погружения отложений Т и Р возрастают параллельно и одновременно, меняется только доля влияния каждого из них в суммарном эффекте катагенеза .

На стадии катагенеза реализуются потенциальные возможности пород генерировать газ, нефть, конденсат. Процесс начинается с образования газа, которое сопутствует нефтеобразованию и завершает его. Генетический ряд образующихся УВ согласуется с термобарическими условиями разных зон, которые проходят нефтегазоматеринские породы, и находит подтверждение в вертикальной зональности распределения УВ газа, нефти, конденсата, сухого газа.

Процесс катагенного преобразования ОВ развивается сначала медленно (прото-катагенез) и сопровождается преимущественно газообразованием с преобладанием углекислого газа. К середине мезокатагенеза (градации МК1-МК3, температура 100–200 °С) происходят основная генерация жидких УВ микронефти, в отрыве от матрицы ОВ перемещение в более пористые породы, миграция и эмиграция микронефти.

Этап основной реализации нефтематеринских свойств пород определяется как главная фаза нефтеобразования (температура 60–180 °С, R0 0,5–2), а нефтематеринские породы, находящиеся в этих условиях – как главная зона нефтеобразования. В этих условиях породы становятся собственно нефтепроизводящими. Этот процесс подчиняется законам термодинамики и регионально распространен в широком стратиграфическом диапазоне осадочных образований.

На стадии катагенеза до 30 % ОВ превращаются в микронефть, образуются УВ, входящие в состав бензинокеросиновой фракции. От протокатагенеза к мезокатагенезу содержание жидких УВ в составе ОВ увеличивается в 10–15 раз. Для условий главной фазы нефтеобразования характерна повышенная концентрация алканов и изоалканов.На ее завершающей стадии (температура 180 °С) в системе развиваются реакции крекинга и деструкции УВ.

В апокатагенезе вследствие разрыва прочных связей под действием высоких температур и давления генерируется сухой газ. Для определения степени катагенного преобразования ОВ осадочных пород используют шкалу И.И. Амосова, учитывающую элементарный состав нерастворимой фракции ОВ и другие его характеристики. Если в породе присутствуют углистые включения типа витринита, то их отражательную способность используют в качестве «природного термометра».

По отражающей способности витринита можно судить о максимальных температурных воздействиях на породы и определять стадии литификации осадочных пород, а следовательно и степень катагенной превращенности, заключенного в них ОВ. Наиболее распространенной шкалой катагенных преобразований является схема Н.Б. Вассоевича . Вертикальная зональность образования УВ. Процесс преобразования рассеянного ОВ идет очень неравномерно. На его различных этапах происходит генерация либо газообразных, либо жидких компонентов. Впервые вертикальная зональность нефте-газообразования была выявлена в 1948 г. В.А. Соколовым, установившим в разрезе осадочного чехла ряд зон с разной интенсивностью и направленностью процессов формирования УВ и представившим процесс графически .

Верхняя часть разреза (до глубины 50 м) находится во власти биохимических преобразований. УВ органического вещества, накапливающегося в осадке в диффузионно-рассеянном состоянии, и сама органическая материя подвергается воздействию бактерий и их ферментов. Происходит образование СН4 и СО2.

В интервале глубин от 50 м до 1 км выделяется переходная зона, в которой ОВ претерпевает слабые изменения. По мере погружения толщи осадочных пород на глубины свыше 1 км биохимические процессы начинают затухать, уступая место процессам термокаталитическим. В начальные фазы термокаталитической зоны наблюдается минимум интенсивности нефтегазообразования.

Термокаталитическая зона охватывает всю часть разреза от 1 км и глубже и подразделяется на верхнюю (нефтегазовую) и нижнюю (метановую) подзоны. При длительном воздействии повышенной температуры происходит полный распад углистых и других ОВ, УВ и гетероциклических соединений нефти.В нижней зоне, при погружении пород на глубину свыше 6000 м накапливаются метан и устойчивые полициклические соединения .

Н.Б. Вассоевич предложил несколько отличную схему нефтегазообразования: в зоне катагенеза по мере погружения формируются скопления газа, затем нефти, в позднем катагенезе – газоконденсата .

Некоторые химические соединения в составе нефти возникли еще в живых телах организмов и после их смерти были унаследованы нефтью. Следующая порция нефти биогенного происхождения (диагенетическая) формировалась непосредственно в осадках.

Основная масса нефти образуется позже накопления нефтематеринских пород в результате термокатализа ОВ. Термолиз и термокатализ ОВ достигают максимальных масштабов в интервале глубин 2–5 км, где температура изменяется от 50–60° до 130–170 °С. Углеводородные горючие газы генетически связаны либо с гумусовым (угольным), либо с сапропелевым (нефтяным) ОВ. По составу угольный (сухой) и нефтяной (жирный) газы существенно отличаются.

При погружении пород на глубины с температурой 50–60 °С и выше значительно усиливаются процессы углефикации и битуминизации, приводящие к изменению ОВ. На определенных глубинах усиливается новообразование УВ, в большом количестве генерируются гомологи метана (С2 – С3) и жидкие легкие УВ, составляющие, являющиеся основой бензиновой и керосиновой фракции нефти. Интервалы усиления процессов преобразования УВ сильно варьируют в разных районах и зависят от темпов опускания, перерывов в осадконакоплении, геотермической истории бассейна седиментации.

По модели Б. Тиссо и Д. Вельте интенсивное физико-химическое преобразование ОВ начинается на стадиях раннего диагенеза и раннего катагенеза под влиянием сначала биохимических, а затем каталитических процессов. Молодые осадки, состоящие из минеральной части остатков органических образований, поровой воды (до 60–80 % по массе) и живых микроорганизмов (бактерий, водорослей, грибов) под действием микробиальной активности начинают разлагаться. Их растворимые биополимеры (жиры, белки, углеводы, лигнин) в результате поликонденсации и полимеризации превращаются в нерастворимые гетерогенные геополимеры. На стадии диагенеза с ОВ происходят определенные структурные изменения: увеличивается его устойчивость, за счет образования поликонденсатов гуминового типа, нерастворимых в щелочах и появления керогена, нерастворимого в органических растворителях.

Керогеном (kerogen) называют фракции ОВ горючих сланцев и рассеянного ОВ пород, нерастворимые в органических растворителях, неокисляющих кислотах и щелочах. Кероген представляет собой порошок коричневато-черного цвета, получаемого путем последовательного разложения минеральной части дебитуминированной породы соляной и плавиковой кислотами (обогащением).

Различают несколько видов керогена:

- сапропелевый;

- гумусовый;

- смешанный.

Диагностика генетической принадлежности керогена основана на данных углепетрографического и химического исследований. Для диагностики керогена по химическим данным используют атомные отношения Н/С и О/С, которые вычисляют по данным элементного анализа . Сапропелевый кероген по сравнению с гумусовым характеризуется повышенным содержанием водорода (Н/С – соответственно 1,7–0,3 и 1,0–0,3) и низким содержанием кислорода (О/С – 0,1–0,02 и 0,4–0,02). Явные различия в составе керогена наблюдаются для РОВ низших стадий катагенеза. По мере повышения степени катагенеза РОВ кероген утрачивает специфические генетические черты и приближается по составу к графиту. Иногда в нефтяной геологии термином кероген обозначается все РОВ в целом.

При катагенезе вследствие повышения температуры до 150 °С кероген начинает интенсивно генерировать нефть, конденсат и жирный газ. Генерация жидких УВ со-провождается значительным выделением газа. По мере увеличения температуры в ре-зультате крекинга усиливается образование легких УВ, и их количество резко возраста-ет как в углеводородной фракции материнской породы, так и в нефти (рис. 3.2).

  Нефтегазоматеринские толщи

Одним из важнейших вопросов в нефтяной геологии при прогнозировании изучаемых территорий является выделение и прослеживание в разрезе отложений нефтепродуцирующих УВ, регионально-нефтегазоносных комплексов и пород-флюидоупоров.

К числу основных понятий относятся:

- нефтематеринская свиты;

- нефтепроизводящая свиты;

- микронефть.

Свита нефтематеринская – относительно однородный в литологическом составе комплекс осадочных пород, содержащих биогенное рассеянное ОВ и образовавшиеся в его составе УВ, которые могут дать начало скоплениям нефти и газа .

В разной степени, нефтематеринскими можно считать все субаквальные отложения самого разнообразного состава, содержащие определенное количество РОВ, в составе которого присутствуют нефтегазовые УВ. Но далеко не все они могут стать источником формирования промышленных скоплений нефти и газа. В случае преобразования гумусового ОВ, захороненного в рассеянной форме, генерируются, главным образом, газообразные УВ и углистое вещество. Все стадии преобразования сапропелевого ОВ сопровождаются газообразованием, но главным продуктом этого процесса является нефть.

Диагностическими признаками нефтематеринской свиты являются:

- Накопление осадков в нормально морских, реже в пресноводных условиях;

- Распространение восстановительных геохимических фаций в осадках;

- Повышенная концентрация в породах РОВ при заметном количестве сапропелевых микрокомпонентов;

- Повышенная концентрация рассеянных нефтяных УВ в породах;

- Массовое распространение в ее составе паравтохтонных битумоидов, свидетельствующих о начале этапа интенсивной генерации УВ РОВ данной свиты.

Нефтематеринские свиты дифференцируются по литологическому составу, по соотношению материнских пород и коллекторов, по типу и концентрации материнского для нефти РОВ, по величине нефтематеринского потенциала РОВ (количество микронефти, которое может образовываться единицей массы РОВ или содержащих его пород за все время существования нефтематеринской свиты при достижении РОВ максимальной степени превращенности).

Нефтематеринские свиты одновременно могут являться и потенциально нефтепроизводящими, т. к. в главной зоне нефтегазообразования они могут реализовать свой нефтематеринский потенциал, а в главной зоне газообразования – газоматеринский потенциал. Нефтематеринские свиты широко распространены во всех осадочных бассейнах различного тектонического строения, испытывавших погружение на протяжении длительного геологического времени.

Условия длительного и устойчивого прогибания благоприятны для возникновения нескольких толщ, обогащенных РОВ и обладающих задатками нефтематеринских. Эти толщи можно подразделить на несколько типов .

Возраст нефтематеринских свит имеет широкий диапазон – от протерозоя (редкинская битуминозная свита Русской платформы) до неогена (нефтематеринские толщи Предкавказья в эоцене, миоцене). С увеличением глубины по стратиграфическому разрезу частота встречаемости обогащенных ОВ нефтематеринских толщ значительно уменьшается. Свита нефтепроизводящая - нефтематеринская свита, погрузившаяся в процессе геологической истории в главную зону нефтеобразования и частично реализовавшая свой нефтематеринский потенциал .

Нефтепроизводящей свитой называют нефтематеринскую свиту, которая при погружении прошла всю главную зону нефтеобразования и полностью реализовала свой нефтематеринский потенциал. Все процессы образования и эмиграции микронефти в ней практически завершены.

Диагностическими признаками нефтепроизводящих свит являются:

- достаточно большая глубина (не менее 1,5–2 км) погружения;

- достижение РОВ пород МК1 – МК2 градаций катагенеза;

- заметно повышенное (по сравнению с этапом протокатагенеза) содержание автохтонного битумоида и нефтяных УВ в породах, свидетельствующее о начале активного протекания первичных миграционных процессов;

- появление остаточных сингенетичных битумоидов в результате частично прошедших процессов эмиграции микронефти из РОВ материнских пород;

- снижение нефтематеринского потенциала;

- наличие признаков свершившейся активной генерации и первичной миграции микронефти;

- наличие показателей частично произошедшей эмиграции микронефти из материнских пород в пласты-коллекторы.

Нефтепроизводящие свиты, полностью исчерпавшие свой нефтематеринский потенциал, обладают еще и значительным потенциалом газообразования, который начинает реализовываться при погружении толщ на большую глубину.

Диагностические признаки газопроизводящих толщ:

- большая глубина (не менее 4 км);

- достижение РОВ пород градаций катагенеза МК4 – АК1;

- значительно более низкое (по сравнению с зоной ГФН) содержание битумоида в РОВ пород;

- повышенное содержание в нем УВ вследствие перехода части асфальтово-смолистых компонентов в нерастворимое состояние;

- повышенное содержание метана в газовой фазе РОВ;

- значительное снижение (по сравнению с зоной ГФН) содержания водорода в нерастворимой части РОВ.

Все типично нефтематеринские свиты (бажениты, доманикиты) образовались в трансгрессивные фазы циклов и характеризуют максимум трансгрессий. Газоматеринские толщи формировались в начальные фазы трансгрессий . Между процессами нефтегазообразования и циклично построенными осадочными толщами существует тесная связь, обусловленная закономерной повторяемостью эпох интенсивного накопления ОВ в осадках. При сапропелевом типе органики формировались преимущественно нефтематеринские толщи; при гумусовом – преимущественно газоматеринские свиты.

Нефтегазоматеринские толщи распространены в осадочных бассейнах разных типов, приуроченных:

- к геоструктурным впадинам;

- к платформам;

- к предгорным;

- межгорным прогибам.

В каждом регионе есть хотя бы одна НГМ толща, характеризующаяся максимальной генерацией УВ (жидких или газообразных), обеспечивающая основную часть его ресурсов. Основные различия НГМТ разных геоструктурных зон заключаются в величинах их мощности и площади распространения .

  Миграция углеводородов в земной коре

Вопрос перемещения углеводородов в недрах земной коры является одним из наиболее основополагающих для нефтяной геологии. Неоднозначность взглядов на проблему мигрирования нефти и газа обусловила появление большого количества исследователей этого явления и как следствие, многих классификаций и теорий, объясняющих механизмы и условия процесса.

К. Крейчн-Граф (1934) подразделял миграцию на интрамиграцию (миграцию внутри одного слоя породы) и эмиграцию (миграция из одного слоя в другой). Также он подразделял миграцию в зависимости от протекания ее внутри нефтематеринской породы или извне ее.

Ф. Лехи (1934) подразделял миграцию на вертикальную и латеральную, идущую по простиранию пласта.

А. Мак-Кой и В. Иллинг (1934, 1938) выделяли первичную (перемещение нефти из материнских глинистых пород в терригенные пласты-коллекторы) и вторичную (перемещение нефти по породам-коллекторам) виды миграции .

Комиссия Американской Ассоциации геологов-нефтяников в 1936 г. предложила рассматривать явления миграции в зависимости от совпадения или несовпадения нефтематеринских пород с породами-резервуарами, выделяя миграцию из материнской породы в резервуар, внутри резервуара и из одного резервуара в другой.

Ф. Ван-Тайл, В. Паркер, У. Скитерс (1945) рассматривали виды миграции и аккумуляции с точки зрения теорий, объясняющих образование нефтегазовых залежей (антиклинальная, гидравлическая, фильтрационная, теория уплотнения и др.) .

И.О. Брод (1951) классифицировал процессы миграции по форме и путям движения, при этом выделяя локальную и региональную миграции, внутрирезервуарную и внерезервуарную, подразделяя их при этом в зависимости от геологических условий, направленности и путей движения (по порам, капиллярам, разломам и трещинам) .

Проблема миграции и аккумуляции нефти и газа и в настоящее время является одной из наиболее сложных и многогранных, т. к. сам процесс образования залежи никто и никогда непосредственно наблюдать не мог. Не всегда ясна относительная роль различных форм миграции. Практически не разработан вопрос об этапности и продолжительности миграционных процессов. Всю информацию об этом процессе мы получаем в период разработки месторождений и при изучении материалов отдельных скважин.

    Геологические условия миграции нефти

В процессе седиментогенеза происходит накопление осадочных слоистых пород с дисперсным органическим веществом, которые имеют тенденцию к уплотнению. Одновременно формируются благоприятные для залегания нефти и газа пористые породы (известняки и песчаники). Поры между частицами заполняются смесью нефти, газа и воды; эта смесь в процессе уплотнения выжимается и тем самым принуждается к миграции из пор пород. Наиболее легко мигрируют газообразные вещества. Нефть и вода более ограничены в своем передвижении. При благоприятных условиях передвижение УВ может происходить на значительные расстояния, хотя и с небольшой скоростью. Нефть и газ приобретают промышленное значение, когда они, попав в резервуар, концентрируются в локальное скопление. Изучение условия образования таких скоплений невозможно без изучения миграции УВ, их аккумуляции и рассеивания, что особенно важно в практическом отношении для поисков и разведки нефти и газа. Знания геологической обстановки, характерной для конкретных нефтегазоносных территорий позволяют представить схему граничных геологических условий, обуславливающих любую теорию миграции и аккумуляции нефти и газа.

Эти условия могут быть сформулированы следующим образом:

- Каждая залежь нефти и газа находится в водной среде, которая может быть свободной, связанной, краевой или подошвенной, поэтому проблема миграции тесно связана с движением воды, изменениями пластового давления и другими гидрогеологическими факторами.

- Гидродинамический градиент давления между скважинами свидетельствует о непрерывном движении воды, насыщающей коллектор, причем вода движется в направлении снижения гидравлического потенциала, скорость этого движения зависит как от разницы в величинах гидравлического потенциала областей питания и разгрузки, так и от пропускной способности (проницаемости) водоносных пластов.

- Нефть и газ обычно не смешиваются с водой и обладают меньшей плотностью, чем окружающая их вода. Нефтегазоносные резервуары значительно отличаются, друг от друга по возрасту, составу и происхождению, соответственно имеют и разные фильтрационно-емкостные параметры; обладают различными термобарическими характеристиками, часто меняющимися во времени.

- В природе существует определенное количество разных типов ловушек, образование которых обусловлено структурным, стратиграфическим факторами, либо их комбинацией. Геологическая история ловушки изменяется в широких пределах – от единичного геологического «эпизода» до комбинации множества различных явлений, накладывавших в течение длительного геологического времени свои отпечатки на залежь.

При этом залежи в известняках или доломитах характеризуются теми же особенностями соотношения пластовых флюидов, положения водо- и газонефтяных контактов и границ ловушек, что и залежи в терригенных коллекторах. Однако химические соотношения пород и насыщающих их флюидов, явления растворения, цементации, уплотнения и перекристаллизации в этих двух типах природных резервуаров совершенно различны.

- Геологическая история большинства осадочных регионов практически всегда характеризуется проявлением в определенные моменты времени регионального складкообразования, вызывающего изменения регионального наклона, горообразования или значительного нагревания (в результате магматической деятельности), различные изменения гидродинамических условий и др. подобных процессов, нарушающих равновесие пластовых флюидов, обуславливая при этом их движение.

- Главным свойством геологического пространства, обеспечивающим протекание процессов миграции УВ является его неоднородность в литологическом (пористость и проницаемость, зависящие от структурно-текстурных особенностей породы) и структурно-тектоническом планах. Именно литолого-седиментологические и тектонические условия, обуславливающие миграцию нефти и газа, определяют ее пути, места аккумуляции и условия дальнейшего существования УВ в качестве залежей.

    Виды миграции нефти

Все миграционные процессы разделяются по времени их проявления, масштабам, направлению и форме. Миграцией (Migration) нефти или газа называют перемещение этих веществ в осадочной оболочке в различном агрегатном состоянии по порам и трещинам в горных породах, по поверхностям наслоений, разрывным нарушениям и стратиграфическим несогласиям .

Различают несколько видов миграции:

- внутрипластовая (внутрирезервуарная);

- межпластовая (межрезервуарная);

- молекулярная;

- фазовая;

- первичная;

- вторичная;

- боковая (латеральная);

- вертикальная;

- эмиграция;

- локальная;

- зональная;

- региональная;

- струйная.

Миграция внутрипластовая (внутрирезервуарная) – миграция, происходящая в теле осадочной толщи или одного пласта, осуществляемая по внутренним порам и трещинам.

Миграция межпластовая (межрезервуарная) – миграция, происходящая в теле осадочной толщи или одного пласта, осуществляемая по разрывным нарушениям и стратиграфическим несогласиям из одного природного резервуара в другой.

Миграция УВ осуществляется в разных направлениях – вдоль напластования по латерали – боковая миграция; вертикально к напластованию – вертикальная миграция.

Главным фактором перемещения УВ является сила тяжести, поэтому УВ практически всегда идут вверх. При наличии вверх по разрезу непрерывной пористой и проницаемой среды она осуществляется субвертикально.

В случае наличия надежной по мощности и непроницаемой покрышки перемещение нефти и газа буде приобретать сублатеральный характер. Чаще миграция носит смешанный характер (когда зоны вертикальной и латеральной миграции ступенчато чередуются в разрезе). Газ, в отличие от нефти, имеющий меньший удельный вес, способен к более быстрому и длительному перемещению.

Боковая (латеральная) миграция происходит по зонам наименьшего фильтрационного или капиллярного сопротивления, по восстанию проницаемого пласта в его кровельной части по породам, имеющим наибольшую проницаемость до тектонического перегиба (антиклиналь, дизъюнктивное нарушение) или литологического (выклинивание, фациальное замещение) экрана.

По масштабам проявления латеральную миграцию разделяют на:

- локальную (перемещение УВ на небольшие расстояния, контролируемые размерами участка гипсометрического влияния локальной структуры);

- зональную (соответствующую зоне нефтегазонакопления);

- региональную (соответствующую структуре I и более высоких порядков). При региональной миграции происходит перемещении УВ из области их генерации на значительные расстояния к зонам нефтегазонакопления. В роли таких зон выступают валообразные поднятия, антиклинальные структуры и т. п.). В результате формируются совокупность месторождений и зон, формирующих нефтегазоносную область или провинцию.

Вертикальная (восходящая) миграция происходит через слабопроницаемые экранирующие покрышки по зонам повышенной трещиноватости. Флюиды могут мигрировать вкрест напластования, как снизу вверх, так и сверху вниз, в зависимости от местоположения зоны пониженного гидравлического потенциала. Если песчаный пласт, характеризующийся высоким значением величины гидравлического потенциала, расположен в разрезе данного участка выше, чем пласт с пониженным гидравлическим градиентом, движение флюидов будет направлено вниз, в сторону пласта с пониженным градиентом, по любому пути, по которому будет возможно такое движение. Различие в гидравлических градиентах разных пластов устанавливается различными методами, в том числе непосредственными замерами пластовых давлений и путем расчетов обычных гидростатических градиентов для этих пластов .

По характеру движения и в зависимости от физического состояния УВ различают три основные формы миграции:

- молекулярная;

- фазовая;

- комбинированная.

Молекулярная миграция характеризует перемещение УВ вместе с водой в растворенном состоянии, в истинных, коллоидных растворах или эмульсиях.

При фазовой миграции происходит перемещение в фазово-обособленном, свободном состоянии и путем диффузии. В последнем случае УВ могут находиться в жидком (нефть) и газообразном (газ) состоянии.

При комбинированной миграции перемещение УВ осуществляется в виде парообразного газонефтяного или газоконденсатного растворов. В ходе миграции эти формы в зависимости от изменения термобарических условий меняются, переходя одна в другую. Газ, из водорастворенного состояния выделяется в свободную фазу; газоконденсатная система распадается на газовую и жидкую (дериватная нефть) фазы; смешение в определенных соотношениях свободных нефти и газа приводит к образованию газоконденсатной системы. Одновременно происходит изменение свойств мигрирующих компонентов, что также влияет на изменение формы и скорости их миграции.

По отношению к нефтегазоматеринским толщам различают первичную и вторичную миграцию .

Первичная миграция (Primary migration) представляет собой совокупность процессов десорбции микронефти от материнского РОВ и передвижения по материнской толще (свите) вплоть до ухода из нее [97]. Десорбция микронефти осуществляется на всех стадиях ее созревания, достигая наивысшей интенсивности в период достижения РОВ ГФН. При этом, массовое образование зрелой микронефти сопровождается генерацией значительных количеств газообразных продуктов, возрастанием давления вокруг частиц РОВ и пульсационными выбросами новообразованных продуктов из замкнутого пространства вокруг частиц органики. Все эти процессы обуславливают движение микронефти внутри нефтематеринской породы.

Основным диагностическим признаком первичной миграции служит появление в породах сингенетичных паравтохтонных битумоидов, количество которых значительно возрастает на ГФН и характеризует переход породы из категории нефтематеринских в категорию нефтепроизводящих. Уход микронефти в породу (преимущественно субвертикально) показывает начало собственно миграции нефти .

Вторичная миграция (Secondary migration) – миграция газа и нефти, протекающая вне материнских пород и приводящая как к формированию залежей, так и к их расформированию.

Струйная миграция – миграция УВ в свободном состоянии. Встречается не часто и характерна для условия переформирования скоплений нефти и газа. Условиями возникновения такого вида миграции являются глинистые толщи значительной мощности по сравнению с породами коллекторами. При интенсивной генерации нефти и газа в таких отложениях, избыток УВ, образующийся после полного насыщения воды, может привести к возникновению струи нефти или газа, которая будет перемещаться уже в свободном состоянии к зонам нефтегазонакопления.

    Факторы, обуславливающие миграцию нефти

История большинства осадочных бассейнов всегда характеризуется проявлением в определенные моменты времени регионального складкообразования, вызывающего изменения регионального наклона, горообразования или значительного нагревания (в результате магматической деятельности), различные изменения гидродинамики и др. процессов, нарушающих равновесие пластовых флюидов, обуславливая при этом их движение ).

Причины и движущие силы, обуславливающие процессы генерации, первичной миграции (эмиграции), миграции, аккумуляции и разрушения залежей УВ и определяющие характер этих процессов носят название факторов нефтегазоносности.

К числу основных факторов нефтегазоносности относят:

- силу тяжести;

- геостатическое, геодинамическое и гидростатическое давления;

- температуру;

- уплотнение пород;

- гидравлику;

- физико-химическое взаимодействие горных пород с РОВ;

- подземные воды и газы.

Непосредственная количественная оценка степени влияния каждого из этих факторов обычно затруднена.

Уплотнение пород. Решающий фактор для первичной миграции. При уплотнении осадочных пород уменьшение объема их пустотного пространства (увеличение ее плотности) происходит за счет сближения осадочных зерен, слагающих породу, а также заполнения пустот в результате образования новых минералов, перекристаллизации ранее существующих минералов и механического перераспределения материала в процессе пластической деформации.

Основную роль при уплотнении пород играет вес вышележащих толщ. Различие коэффициентов уплотнения пород разного литологического состава способствует отжатию поровых седиментационных вод (элизионный водообмен) с растворенными УВ из областей большего уплотнения (пелитовые, тонкоотмученные породы) в области меньшего уплотнения (песчаники, карбонаты и т. п.).

Донные пелитовые отложения имеют очень высокую первоначальную осадочную пористость (70–80 %). По мере их накопления происходит уплотнение расположенных ниже слоев и выжимание, содержащейся в них воды. Песчаные и карбонатные породы, имеющие жесткий структурный скелет, уплотняются менее значительно. Между поровым пространством глинистых пород и поровотрещинным пространством более жестких, проницаемых терригенных пород создается перепад давления. В замкнутых микропорах между частичками глинистых минералов давление превышает гидростатическое и может приблизиться к геостатическому. В порах практически не сжимаемых пород-коллекторов давление близко к гидростатическому. Чем больше опускаются на глубину породы, тем больше перепад давления, который может достичь 80–100 атмосфер на глубине 1000 м. Образовавшиеся в стадию диагенеза нефтяные УВ («юная» нефть) выжимаются из осадков вместе с водой. Особую роль в процессе механического уплотнения глин и отжатия флюидов при миграции нефти играет то обстоятельство, что скорость уплотнения равномерно снижается по мере погружения пород на большие глубины. С погружением породы все более нагреваются, что обусловливает увеличение объема нефти и газа и тем самым способствует их перемещению. Движение УВ может активизироваться также в результате увеличения давления вследствие образования больших объемов новых веществ. При погружении пород на большие глубины усиливается генерация газа, и первичная нефть выносится им из материнских пород в виде газового раствора, что доказано экспериментальными исследованиями .

Диффузия. Диффузия играет существенную роль в первичной миграции и в формировании фазы свободных углеводородных, выделившихся из водорастворенного состояния. Диффузия представляет собой один из механизмов взаимного проникновения молекул одного вещества в другое вследствие разности концентрации и стремления выравнить их. Диффузия УВ всегда происходит в направлении областей меньших концентраций. Поэтому наличие диффузионного потока над скоплениями УВ в земной коре приводит скорее к разрушению залежей и рассеиванию УВ. В некоторых благоприятных условиях (наличие мощных соленосных покрышек) не исключена возможность сбора диффундирующих УВ в других толщах и формирование новых скоплений.

Гравитационный фактор. При вторичной миграции нефть и газ, попадая в коллектор, заполненный водой, стремятся занять наиболее высокое положение, иначе говоря, перемещаются вертикально вверх. Миграция флюидов по пластам-коллекторам в значительных масштабах становится возможной при наличии наклона пласта и перепада давления. А.Л. Козлов считает, что наклон пласта 1 т 2 м/км создает достаточные условия для перемещения нефти и газа под действием гравитационных сил, выражающегося во всплывании их в водонасыщенных породах. Благодаря гравитационному фактору возможно накопление нефти и газа в ловушках.

Гидравлический фактор. Сущность действия гидравлического фактора заключается в том, что вода при движении в пластах-коллекторах увлекает за собой пузырьки газа и капельки (пленки) нефти. Миграция нефти и газа вместе с водой может происходить и в сорбированном (водой) состоянии – это одна из наиболее распространенных форм их перемещения в хорошо проницаемых породах (внутрирезервуарная миграция). В процессе движения воды нефть и газ могут образовывать самостоятельные фазы. Дальнейшее перемещение выделившихся из воды нефти и газа происходит за счет гравитационного фактора в виде струй по приподнятым частям валообразных поднятий. Таковы основные факторы миграции нефти и газа в коллекторах с хорошей проницаемостью. В плохо проницаемых породах (алевролитах и глинах) основным фактором миграции является избыточное давление в подстилающих газонасыщенных толщах, обусловливающее диффузию газа.

Гидротермальный фактор. Количество воды, отжимаемой при уплотнении, с глубиной погружения уменьшается. Благодаря пластовым температурам, увеличивающимся с глубиной, объем воды возрастает. Такое явление служит благоприятным фактором для миграции УВ на значительных глубинах. Гидротермальная модель с наиболее открытой системой пор, характерна для нормальных и смешанных фаций морского мелководья. Если поровые флюиды более изолированы, как в случае недоуплотненных фаций, то жидкость не может свободно расширяться и давление ее будет возрастать .

Процесс миграции флюидов под влиянием гидротермальных условий протекает направленно от разогретых участков к холодным, от погруженных толщ в сторону неглубокозалегающих и от центра бассейна к его периферийным участкам. Роль гидротермального фактора сводится к усилению процесса сжатия потока флюида при погружении.

Осмотические процессы. Под термином «осмос» понимают процесс перемещения молекул растворителя через слабопроницаемую (непроницаемую для молекул растворенного вещества) перегородку под влиянием разности концентраций растворенного вещества по обе стороны от перегородки. Роль полупроницаемых перегородок, создающих предпосылки для осмотических процессов, выполняют некоторые глинистые породы, имеющие субкапиллярные поры.

Во многих осадочных бассейнах минерализация пластовых вод возрастает с глубиной или с ростом уплотнения пород. Эти величины минерализации обычно выше, чем минерализация морской воды (около 35 х 10–3). В недоуплотненных зонах минерализация ниже, чем в зонах нормального и смешанного уплотнения. Основной причиной таких колебаний минерализации считают фильтрацию ионного обмена глинами.

Ионная фильтрация глинами и глинистыми сланцами прослеживается лабораторными методами. И те, и другие породы отфильтровывают соли из раствора, значит флюиды, проходящие через глинистые породы должны быть более пресными, чем первичный раствор. Минерализация меняется обратно пропорционально по отношению к пористости

глинистых сланцев, т. е. она возрастает по мере уменьшения пористости. Следовательно, минерализация должна возрастать от центра к периферии каждого слоя глин.

Различие осмотического давления вследствие изменения минерализации не очень значительно, по сравнению с градиентом давления, обусловленным уплотнением. Так как поток жидкостей, связанный с осмотическими явлениями, движется в том же направлении, что и под воздействием уплотнения, то первичная миграция УВ из глин в проницаемые породы резервуара значительно облегчается.

    Масштабы, направления и скорости миграции нефти

Расстояния, направления и скорости миграции УВ зависят от их состояния и геологической обстановки формирования залежей. Нефть при своем движении выбирает линии наименьшего сопротивления, по которым и будет мигрировать. По масштабам движения (расстояниям) миграция делится на региональную, контролируемую соотношениями в пространстве зон нефтегазообразования и зон нефтегазонакопления, и локальную, контролируемую отдельными структурами и различными осложнениями (разрывными смещениями, литологическими и стратиграфическими экранами). Максимальные расстояния, на которые мигрирует газ вместе с пластовыми водами, соизмеримы с протяженностью артезианских бассейнов и могут достигать нескольких сот километров (Амударьинский НГБ, Западно-Сибир-ский НГБ). Внутрирезервуарная миграция в платформенных областях ограничивается расстояниями между приподнятыми элементами положительных структур первого порядка и погруженными зонами примыкающих к ним впадин и прогибов, служивших основными нефтесборными площадями и очагами генерации УВ. При таких условиях, масштабы миграции не превышают нескольких десятков – нескольких сотен км. При первичной миграции вместе с отжимаемыми из глинистых материнских пород водами в пласт-коллектор перемещаются и углеводороды. Скорость миграции УВ в этом случае будет не меньше, чем воды. Однако интенсивность первичной региональной миграции газа в растворенном состоянии вместе с элизиоиными водами в среднем за какой-либо этап погружения (и уплотнения) глинистых материнских пород характеризуется довольно низкими значениями, не более п- 10~6 м3/м2. год. Вторичная миграция газа (и, возможно, нефти) в растворенном состоянии происходит с той же скоростью и в том же направлении, что и движение пластовых вод, в которых он растворен. Пластовые воды перемещаются в основном в латеральном (по напластованию) направлении (в область меньших пластовых давлений). Диффузионный массоперенос газа, который осуществляется во всех направлениях (в сторону уменьшения концентрации газа) через трещины водонасыщенных горных пород, в том числе и глинистых, характеризуется наименьшими скоростями. Максимальные вертикальные расстояния, на которые мигрирует газ в диффузионном потоке, определяются диффузионной проницаемостью пород и временем этого процесса. По современным представлениям, эти расстояния вряд ли могут превышать 10 км. Газ и нефть в свободном состоянии мигрируют преимущественно в вертикальном направлении к кровле пласта-коллектора, а затем в направлении большего угла восстания пласта. Миграция в этом случае характеризуется наибольшими скоростями. Скорость струйной миграции газа и нефти зависит главным образом от фазовой проницаемости пород для газа и нефти и пористости пласта, а также от вязкости нефти и газа, угла наклона пласта и разности плотностей воды, нефти и газа в пластовых условиях. По расчетам А.Е. Гуревича, скорость движения газа при угле наклона 1° может составить 1 м/год, при 70° – 71 м/год, что значительно (на два порядка) превышает скорость миграции газа в растворенном состоянии вместе с движущимися пластовыми водами. Расчеты В.П. Савченко показывают, что высота сечения струи при этом может быть весьма небольшой – около 1 м. При генерации газа (и нефти) в самом природном резервуаре либо в подстилающих его газоматеринских (нефтегазоматеринских) отложениях в условиях уже насыщенных (предельно) газом поровых вод генерируемый газ (и, возможно, нефть) оказывается в свободном состоянии и в этом состоянии мигрирует в ловушку (или поступает в природный резервуар и затем мигрирует в ловушку). Расстояния, на которые газ (и, возможно, нефть) мигрирует в этом случае, не будут превышать размеров зоны влияния ловушки. При вертикальном (межпластовом) перетоке газа и нефти по разрывным смещениям из нижележащей залежи или при латеральной миграции их из одной ловушки в другую (в том же природном резервуаре) расстояния миграции будут контролироваться той геологической обстановкой, в которой осуществляется перемещение струи газа и жидкой нефти. Они будут зависеть от мощности толщи пород, которая отделяет первичную залежь (нижележащую) от вторичной (образованной в результате вертикального перетока), либо будут определяться расстояниями, отделяющими смежные ловушки одного и того же резервуара. Существует некоторая закономерность тектонического плана. На платформенных территориях преобладает латеральная миграция УВ. Роль вертикальной миграции не столь значительна. В геосинклинальных областях, предгорных прогибах с широким развитием диапиризма, дизъюнктивных дислокаций, грязевого вулканизма, соляноку-польной тектоники большая роль принадлежит вертикальному перемещению флюидов. Вторичная миграция в зависимости от конкретных геологических условий может или следовать за первичной, или отставать от нее на значительные промежутки време-ни (иногда на десятки миллионов лет). Некоторые исследователи полагают, что для формирования залежей нефти благо-приятные условия наступают вслед за отложением вмещающих ее пород. Так образова-лись, по мнению К.А. Машковича, девонские залежи Саратовского Поволжья, А.И. Клещев предполагает, что девонские залежи в терригенных отложениях Татарско-го свода возникли в кыновское время, т. е. всего на протяжении 1–3 млн лет. На основании наличия залежей в плиоценовых отложениях в Калифорнии, сфор-мировавшихся в ловушках плейстоценового возраста, А. Леворсен (1970 г.) приходит к выводу, что минимальное время для образования, миграции и аккумуляции нефти и газа в залежи в данном районе составило приблизительно 1 млн лет [60]. Для месторождений Прикаспийской НГП, по Н.А. Калинину, процессы миграции и аккумуляции УВ были тесно связаны со стратиграфическими несогласиями и длитель-ностью перерыва в осадконакоплении: чем меньше перерыв, тем большие запасы нефти аккумулируются под поверхностями несогласия. При значительных перерывах (напри-мер, при залегании плиоценовых слоев на юрских) ниже поверхности стратиграфическо-го несогласия промышленных скоплений не установлено. И в то же время в случае несо-гласного срезания юрских отложений нижнемеловым комплексом в первых появляются промышленные скопления нефти. Было подсчитано, что процессы образования, миграции и аккумуляции нефти здесь продолжались в течение 35–100 млн лет [43]. У. Рассел (1951 г.) приводит примеры, когда после образования генерировавших их свит УВ не мигрировали в течение длительного времени (более 100 млн. лет), в других же случаях перерыв составлял всего 10 млн лет. Исследования С.П. Максимова, А.И. Иванова, В.А. Кирова показали, что залежи нефти на месторождениях Куйбышевского Поволжья в каменноугольных отложениях формировались в конце нижнекаменноугольного периода или в течение московского века, залежи в девонских отложениях – в период от конца франского века до московского. Месторождения Волго-Уральской провинции формировались в течение 30–60 млн лет . Среди исследователей нет единого мнения в отношении времени проявления и длительности региональной миграции УВ. Процесс этот весьма сложный и зависит от конкретных геологических условий. В одних районах может быть относительно крат-ковременным (единицы миллионов лет), а в других – весьма длительным (десятки или даже сотни миллионов лет). Время проявления региональной миграции и ее длитель-ность обусловливаются, прежде всего, историей тектонического развития региона.

    Формирование скоплений нефти

Проблема формирования месторождений нефти и газа является наименее разработанной в геологии нефти и газа. Это объясняется тем, что формирование залежей нефти и газа не столько геологическое явление, сколько физико-химическое, связанное с такими процессами как: растворимость природных флюидов, прямая и обратная, в словиях меняющихся температуры и давления в неоднородно-пористой среде; фильтрация несмешивающихся флюидов в неоднородно-проницаемой среде при меняющихся температуре и давлении; сорбционные явления, сопровождающие фильтрацию флюидов; гравитационное расчленение флюидов в пористой среде; химические превращения нефти и газа в процессе длительного нахождения в меняющихся термобарических условиях и т. д. Некоторые из этих процессов вообще плохо изучены в фундаментальных науках. Нефть и газ при миграции в свободной фазе перемещаются в пласте-коллекторе в направлении максимального угла восстания пласта. В первой же ловушке, встреченной мигрирующими газом и нефтью, будет происходить их аккумуляция и в результате образуется залежь. Если нефти и газа достаточно для заполнения целого ряда ловушек, лежащих на пути их миграции, то первая ловушка заполнится газом, вторая может быть заполнена нефтью и газом, третья – лишь нефтью, а все остальные, расположенные гипсометрически выше, могут оказаться пустыми (содержать воду). В этом случае происходит так называемое дифференциальное улавливание нефти и газа.

Механизм формирования скоплений нефти и газа (по А.А. Бакирову и др., 1982) 1 – глинистые породы; 2 – коллектор; 3 – залежь нефти; 4 – направление первичной миграции УВ; 5 – направление вторичной миграции УВ;6 – тектонический экран

Теория дифференциального улавливания нефти и газа при миграции их через цепочку сообщающихся друг с другом ловушек, расположенных одна выше другой, была разработана советскими учеными В.П. Савченко, С.П. Максимовым. Независимо от них принцип этот был сформулирован и канадским геологом В. Гассоу . Миграция нефти и газа в свободном состоянии может осуществляться не только внутри пласта-коллектора, но и через разрывные смещения, что также приводит к формированию залежей. Если в пласте-коллекторе происходит движение нефти с растворенным в ней газом, то на больших глубинах ловушки будут заполнены нефтью (и растворенным в ней газом). После заполнения этих ловушек нефть будет мигрировать вверх по восстанию пластов. На участке, где пластовое давление окажется ниже давления насыщения, газ будет выделяться из нефти в свободную фазу и поступать вместе с нефтью в ближайшую ловушку. В этой ловушке может образоваться нефтяная залежь с газовой шапкой, или, если газа будет много, она заполнится газом, а нефть будет вытеснена им в следующую гипсометрически выше расположенную ловушку, которая будет содержать газонефтяную или нефтяную залежь. Если нефти или газа не хватит для заполнения всех ловушек, то наиболее высоко расположенные из них будут заполнены только водой. Таким образом, дифференциальное улавливание нефти и газа имеет место при формировании их залежей только в тех случаях, когда движение и нефти, и газа осуществляется в свободной фазе. Принцип дифференциального улавливания не универсален и не объясняет формирование залежей во всех случаях. Например: при миграции газа в растворенном состоянии в антиклинальных структурах, расположенных на больших глубинах, газовые залежи не смогут образоваться в случае, если воды недонасыщены газом. Ловушки окажутся заполненными водой. Выделение газа в свободное состояние и заполнение им ловушек, расположенных выше, возможно при условии, если при перемещении пластовых вод вверх по восстанию пласта пластовое давление окажется меньше давления насыщения. В этом случае характер размещения залежей будет иной, чем в случае дифференциального улавливания. Высоко расположенные ловушки будут содержать залежи газа, а глубоко расположенные окажутся пустыми . Следовательно, особенности размещения залежей газа и нефти в значительной мере могут быть обусловлены и другими геологическими факторами. Формирование газовых залежей за счет газа, прежде растворенного в воде, а затем выделившегося в свободное состояние, в результате восходящих тектонических движений, охвативших данный регион, будет происходить во всех ловушках, расположенных в этом регионе, если пластовое давление в них окажется меньше давления насыщения . Формирование залежей происходит не только при латеральной (внутрирезервуарной) миграции газа и нефти. Аккумуляция УВ имеет место и при вертикальной (межрезервуарной) их миграции. В латеральном и в вертикальном направлениях УВ могут мигрировать в рассеянном виде. Скорость накопления нефти в ловушках, определенная И.В. Высоцким, составляет от 12 до 700 т/год, а продолжительность формирования нефтяных залежей 1–12 млн лет. Процессы миграции и аккумуляции нефти и газа происходят в изменяющейся геологической обстановке. В одних случаях формируются первичные залежи – из рассеянных углеводородов, в других вторичные – за счет УВ расформировавшихся первичных залежей. Характер распределения нефти и газа в процессе их миграции и аккумуляции в мощных литологических толщах во многом определяется наличием глинистых и других покрышек, их мощностями, выдержанностью по площади, экранирующей способностью, положением в пространстве, соотношением с пластами-коллекторами, а также развитием различных типов ловушек, их вмещающей способностью, гидрогеологической обстановкой, разрывными смещениями и другими факторами. В отдельных случаях залежи могут образоваться «на месте». Это возможно, если нефтегазоматеринские формации содержат линзы или не связанные между собой прослои пород-коллекторов, окруженные непроницаемыми пластами. Образовавшиеся нефть и газ попадают в изолированные коллекторы и там сохраняются. Определение времени образования залежей УВ вызывает затруднения прежде всего из-за сложности установления времени конца формирования залежи. За начало образования залежи можно принять время формирования ловушки, за конец образования скопления – время прекращения поступления УВ в ловушку или время замедленного поступления их, соизмеримого со скоростью разрушения скопления (т. е. объем скопления не увеличивается). Это может быть вызвано изменением структурного плана района ловушки (изменение наклона толщи, несущей углеводороды), отсечением ловушки от материнской толщи разрывом, истощением потенциала материнской толщи и т. д. Образовавшаяся залежь нефти (газа) испытывает неоднократные поднятия и последующие погружения, и, таким образом, ее современный вид может быть следствием нескольких фаз накопления (при погружении) и частичного разрушения (при значительном поднятии).

Существуют следующие основные методы определения времени формирования залежей нефти:

- палеоструктурный метод,

- метод давления насыщения,

- минералогический метод,

- историко-геохимический метод,

- газонефтехимический метод,

- объемный метод,

- гелий – аргоновый метод.

Время (продолжительность) формирования скоплений нефти пределяется прежде всего временем действия механизма эмиграции УВ из материнской свиты в меньшей степени скоростью внутрирезервуарной миграции, которая (учитывая скорость миграции УВ в свободном состоянии), вероятно, составляет небольшой процент в общем балансе времени формирования скопления.

Формирование залежей нефти происходит со средней скоростью от 12 до 700 т/год, последняя цифра – для крупных и гигантских месторождений. Продолжительность формирования залежей нефти составляет 1–12 млн лет, последняя цифра – для крупных и гигантских месторождений.

    Разрушение залежей нефти

Скопления нефти и газа, образованные в результате миграции и аккумуляции их в ловушках, в последующем могут быть частично или полностью разрушены под влиянием тектонических, биохимических, химических и физических процессов. Некоторые факторы, вначале обусловливающие формирование залежей, со временем начинают играть итрицательную роль, приводя к их разрушению. Тектонические движения могут привести к исчезновению ловушки вследствие ее наклона или образования дизъюнктивного нарушения, тогда нефть и газ из нее будут мигрировать в другую ловушку или на поверхность. Если в течение продолжительного времени крупные территории испытывают восходящие движения, то нефтегазосодержащие породы могут быть, выведены на поверхность и эродированы.

Биохимические реакции при наличии разлагающих УВ бактерий и химические процессы (окисление) также могут привести к уничтожению скоплений нефти и газа.

Диффузионные процессы с момента возникновения скоплений УВ действуют в направлении их рассеивания, в особенности газа. Многими исследователями при изучении механизма формирования локальных структур методом палеотектонического анализа в ряде регионов отмечено, что вследствие дифференцированных подвижек блоков фундамента на отдельных этапах развития некоторые локальные структуры раскрывались. При этом, залежи нефти и газа, содержащиеся в ловушках древнего заложения, развивавшихся конседиментационно (одновременно с осадконакоплением), в результате изменения прежнего структурного плана подвергались частичному или полному разрушению или переформированию. При раскрытии ловушек УВ начинают перемещаться вверх по восстанию слоев, пока не встретят на своем пути новые герметичные структурные или другие формы, способные играть роль ловушек. Если они будут выходить на поверхность, то в результате разрушения нефти (окисления и испарения легких фракций) формируются скопления асфальта.

Разрывные нарушения и эрозионные процессы, обусловливающие выходы пород, содержащих нефть и газ, на дневную поверхность также способствуют разрушению залежей. Примерами подобных явлений служат закированные породы, известные на Апшеронском полуострове, в Западной Туркмении, на Сахалине, на островве Тринидад и в других районах, как свидетельства значительных масштабных разрушений бывших месторождений нефти .

В Канаде (Атабаска) запасы битумов, образовавшихся в результате разрушения нефти, составляют по одним данным 50, по другим 75 млрд т. В пределах Волго-Уральской провинции (Татария) также происходило разрушение месторождений нефти, которое привело к образованию асфальтов (битумов) в отложениях перми с запасами 18–20 млрд т. . Геохимические процессы, протекающие в зоне ВНК (водонефтяного) или ГВК (газоводяного контакта), также способствуют окислению и разрушению УВ и восстановлению растворенных в подземных водах сульфатов при участии сульфатредуцирующих бактерий. В.А. Соколовым подсчитано, что для окисления 1 г метана требуется 6 г сульфат-иона, т. е. для окисления 1 млрд м3 газа (в основном метана) требуется около 6 млн т. сульфатов. Сероводород, получающийся при окислении УВ, образует над разрушенными залежами нефти и газа скопления свободной серы. По данным А.С. Соколова, в подавляющем большинстве случаев месторождения серы располагаются в разрезах выше залежей нефти и газа . Залежи серы,сформировавшиеся в результате разрушения нефтяных и газовых скоплений, известны в Туркмении (Серные Бугры Центрально-Каракумского свода, месторождение в Гаурдаке), в Восточном Узбекистане (Ферганская впадина), на Западной Украине, в солянокупольной провинции Мексиканского залива и в ряде других районов. Предполагается, что для образования залежей серы в Туркмении должно было разрушиться несколько триллионов кубических метров газа . В ряде случаев причиной разрушения залежей нефти и газа является гидродинамическая активность подземных вод, вымывающих УВ (особенно нефть).

Свойства нефти

Углеводороды, в том числе нефть и газ, не являются веществами определенного и постоянного химического состава. Они представляют сложную природную смесь газообразных, жидких и твердых углеводородных соединений метанового, нафтенового и ароматических рядов. Но это не простая смесь, а система сложного углеводородного раствора, где растворителем являются легкие углеводороды, а растворенными веществами – прочие высокомолекулярные соединения, включая смолы и асфальтены, т.е. даже и неуглеводородные соединения, входящие в состав нефтей.

Раствор от простой смеси отличается тем, что входящие в него компоненты способны химически и физически взаимодействовать, приобретая при этом новые свойства, которые не были присущи исходным соединениям.

В зависимости от состава этой смеси в широком диапазоне изменяются физические и химические свойства нефтей. Меняется консистенция нефти от легкой, насыщенной газами, до густой тяжелой смолообразной. Соответственно и цвет нефти меняется от светлого до темно-красного и черного. Эти свойства зависят от преобладания в составе нефти низкомолекулярных легких углеводородных соединений, либо тяжелых сложно построенных высокомолекулярных соединений.

  Физические свойства нефти

Нефть — жидкость от светло-коричневого (почти бесцветная) до тёмно-бурого (почти чёрного) цвета (хотя бывают образцы даже изумрудно-зелёной нефти). Средняя молекулярная масса 220—400 г/моль (редко 450—470). Плотность0,65—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 не́фтей) и фракционным составом — выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атмосферном давлении, а затем под вакуумом в определённых температурных пределах, как правило до 450—500 °C (выкипает ~ 80 % объёма пробы), реже 560—580 °C (90—95 %).

Температура кристаллизации от −60 до + 30 °C; зависит преимущественно от содержания в нефти парафина (чем его больше, тем температура кристаллизации выше) и лёгких фракций (чем их больше, тем эта температура ниже). Вязкость изменяется в широких пределах (от 1,98 до 265,90 мм²/с для различных не́фтей, добываемых в России), определяется фракционным составом нефти и её температурой (чем она выше и больше количество лёгких фракций, тем ниже вязкость), а также содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (чем их больше, тем вязкость выше).

удельная теплоёмкость 1,7—2,1 кДж/(кг∙К);

удельная теплота сгорания (низшая) 43,7—46,2 МДж/кг; диэлектрическая проницаемость 2,0—2,5;

электрическая проводимость (удельная) от 2∙10−10 до 0,3∙10−18 Ом−1∙см−1.

Нефть — легковоспламеняющаяся жидкость;

температура вспышки от −35 до +121 °C (зависит от фракционного состава и содержания в ней растворённых газов). Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях не растворима в воде, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. В технологии для отделения от нефти воды и растворённой в ней соли проводятобезвоживание и обессоливание.

  Химический состав нефти

С позиции химии нефть - сложная исключительно многокомпонентная взаиморастворимая смесь газообразных, жидких и твердых углеводородов различного химического строения с числом углеродных атомов до 100 и более с примесью гетероорганических соединений серы, азота, кислорода и некоторых металлов. По химическому составу нефти различных месторождений весьма разнообразны. Поэтому обсуждение можно вести лишь о составе, молекулярном строении и свойствах «среднестатистической» нефти. Менее всего колеблется элементный состав нефтей: 82,5-87% углерода; 14,5% водорода; 0,05 - 0,35, редко до 0,7% кислорода; до 1,8% азота и до 5,3, редко до 10% серы. Кроме названных, в нефтях обнаружены в незначительных количествах очень многие элементы, в т.ч. металлы (Са, Mg, Fe, Al, Si, V, Ni, Na и др.).

Поскольку нефть и нефтепродукты представляют собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, то обычными методами перегонки не удается разделить их на индивидуальные соединения со строго определенными физическими константами, в частности, температурой кипения при данном давлении.

Принято разделять нефти и нефтепродукты путем перегонки на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты принято называть фракциями или дистиллятами. В условиях лабораторной или промышленной перегонки отдельные нефтяные фракции отгоняются при постепенно повышающейся температуре кипения. Следовательно, нефть и ее фракции характеризуются не температурой кипения, а температурными пределами начала кипения (н.к.) и конца кипения (к.к.). При исследовании качества новых нефтей (т.е. составлении технического паспорта нефти) фракционный состав их определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колонками (например, на АРН-2 по ГОСТ 11011-85). Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования так называемую кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура - выход фракций в % масс, (или % об.). Отбор фракций до 200°С проводится при атмосферном давлении, а более высококипящих - под вакуумом во избежание термического разложения. По принятой методике от начала кипения до 300°С отбирают 10-градусные, а затем 50- градусные фракции до температуры к.к. 475-550°С. Таким образом, фракционный состав нефтей (кривая ИТК) показывает потенциальное содержание в них отдельных нефтяных фракций, являющихся основой для получения товарных нефтепродуктов (автобензинов, реактивных и дизельных топлив, смазочных масел и др.). Для всех этих нефтепродуктов соответствующими ГОСТами нормируется определенный фракционный состав.

Нефти различных месторождений значительно различаются по фракционному составу, а следовательно, по потенциальному содержанию дистиллятов моторных топлив и смазочных масел. Большинство нефтей содержит 15-25% бензиновых фракций, выкипающих до 180°С, 45 - 55% фракций, перегоняющихся до 300 - 350°С.

Известны месторождения легких нефтей с высоким содержанием светлых (до 350°С). Так, самотлорская нефть содержит 58% светлых, а в нефти месторождения Серия (Индонезия) их содержание достигает 77%. Газовые конденсаты Оренбургского и Карачаганакского месторождений почти полностью (85 - 90%) состоят из светлых. Добываются также очень тяжелые нефти, в основном состоящие из высококипящих фракций. Например, в нефти Ярегского месторождения (Республика Коми), добываемой шахтным способом, отсутствуют фракции, выкипающие до 180°С, а выход светлых составляет всего 18,8%.

    Элементный и изотопный состав нефтей

Несмотря на то, что нефть залегает в различных геологических условиях, элементный состав её колеблется в узких пределах. Он характеризуется обязательным наличием пяти химических элементов - углерода, водорода, серы, кислорода и азота при резком количественном преобладании первых двух. Содержание углерода в нефтях колеблется в пределах 83-87%, в природных газах 42-78%. Водорода в нефтях 11-14%, в газах 14-24%. Из других элементов в нефтях чаще всего встречается сера. Её содержание в отдельных нефтях достигает 6-8%. В природных газах сера обычно содержится в виде сероводорода, количество которого иногда достигает 23% (Астраханское месторождение) и даже более 40% (Техас).

Содержание кислорода в нефтях иногда достигает 1-2%. В природных газах кислород присутствует преимущественно в виде СО2, количество которого изменяется от концентраций, близких к нулю, до почти чистых углекислых газов (80% СО2 - Семидовское месторождение в Западной Сибири, 99% СО2 - Нью-Мехико).

Содержание азота в нефтях не превышает 1%. .

В составе нефти в очень малых количествах присутствуют и другие элементы, главным образом металлы: алюминий, железо, кальций, магний, ванадий, никель, хром, кобальт, германий, титан, натрий, калий и др. Обнаружены также фосфор и кремний. Содержание этих элементов не превышает нескольких долей процента, определяется геологическими условиями залегания нефти. Так, основным элементами мезозойских и третичных нефтей является железо. В палеозойских нефтях Волго-Уральской области повышенное содержание ванадия и никеля. Считается, что часть микроэлементов находится в нефти с момента её образования в осадочных породах, а другая часть накапливается в последующий период существования нефтей.

Элементный состав некоторых нефтей

Большой интерес для выяснения геохимической истории нефтей представляет изотопный состав нефтей, т.е. соотношение в них изотопов углерода, водорода, серы и азота. По имеющимся данным, отношение масс различных изотопов в нефтях составляет:

12С/13С 91-94, Н/Д (1Н/2Н) 3895-4436, 32S/34S - 22-22,5, 14N/15N - 273-277.

Различные компоненты одной и той же нефти имеют неодинаковый изотопный состав элементов. Низкокипящие фракции характеризуются облегчённым составом углерода. Различие в протонном составе наблюдается и для отдельных классов соединений (например, ароматические углеводороды богаче изотопом 13С, чем парафиновые углеводороды).

    Групповой химический состав нефтей

Из элементного состава следует, что нефть в основном состоит из углеводородов. Наиболее широко в нефти представлены углеводороды трёх классов: алканы, циклоалканы и арены.

Присутствуют также углеводороды смешанного строения. Сравнительно жёсткие условия, в которых в природе находится нефть (температура до 200 0С и более), обусловливает незначительное содержание лишь в некоторых нефтях таких химически активных углеводородов, как алкены и алкины.

Соединения с циклическими и полициклическими структурами преобладают в нефтях, приуроченным к относительно молодым отложениям (третичным), а алифатические структуры более характерны для нефтей из палеозойских отложений.

Из неуглеводородных компонентов нефтей известны кислородные, сернистые, азотистые соединения, также смолы и асфальтены, содержащие и кислород, и серу, и азот, но с не вполне ясной химической природой. Имеются и некоторые другие элементно – органические соединения, но характер их тоже пока не совсем ясен.

Нефть содержит также и минеральные вещества.

    Фракционный состав нефти

Для оценки качества добываемой нефти и выбора методов её дальнейшей переработки большое значение имеет распределение содержащихся в ней углеводородов по температурам кипения. Лабораторные исследования химического состава нефтей начинают с фракционной перегонки: отбирают узкие фракции, выкипающие в пределах двух-трёх, а иногда и одного градуса. В этих фракциях определяют содержание отдельных групп или индивидуальных углеводородов.

При лабораторном техническом контроле от начала кипения до 300 0С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракции.

На промышленных перегонных установках выделяют фракции, выкипающие в более широких температурных интервалах. Такие фракции обычно называют дистиллятами. Перегонку на таких установках вначале проводят при атмосферном давлении, отбирая следующие дистилляты:

бензиновый (н.к. ÷ 170-200 0С);

лигроиновый (160 ÷ 200 0С); керосиновый (180 ÷ 270-300 0С); газойлевый (270 ÷ 350 0С). Промежуточные:

керосино - газойлевый (270 ÷ 300 0С); газойле - соляровый (300 ÷ 350 0С); кубовый остаток - мазут.

Из фракций, выкипающих до 350 0С, смешением (компаундированием) составляют так называемые светлые нефтепродукты:

бензины авиационные и автомобильные;

бензины и лигроины - растворители;

керосины - реактивное и тракторное топливо;

осветительный керосин;

газойли - дизельное топливо.

Кубовый остаток (более 350 0С) - мазут, перегоняют в вакууме для предотвращения разложения компонентов, входящих в его состав, получая масляные дистилляты: соляровый, трансформаторный, веретённый, автоловый, цилиндровый и кубовый остаток - гудрон (или полугудрон). Масляные дистилляты идут на приготовление смазочных масел и пластичных смазок.

Из гудрона (полугудрона) получают наиболее вязкие смазочные масла и битум.

В зависимости от месторождения нефти имеют отличие по фракционному составу, выражающееся в различном выходе бензиновых, керосиновых и других фракций

Сорта нефти

Маркерные сорта нефти (эталонные сорта benchmark crude) - это сорта нефти с определенным составом (содержание серы, плотность), цены на которые широко используются при установке цен при покупке и продаже различных видов сырой нефти для удобства производителей и потребителей нефти. В мире существует три основных маркерных сорта: Brent Blend, West Texas Intermediate (WTI) и Dubai Crude. Котировки на эти сорта, публикуемые котировочными агентствами, определяют цены в основных регионах:

«Brent», добываемый в Северном море — для рынков Европы и Азии. Цены примерно на 70% экспортируемых сортов нефти прямо или косвенно задаются на базе котировок Brent.«WTI» (West Texas Intermediate), известная также как «(Texas) Light Sweet» — для западного полушария (США) и как ориентир для других сортов нефти. В XX веке долгое время был единственным маркерным сортом. Маркерный сорт Dubai Crude широко используется при определении цен нефти, экспортируемой из стран Персидского залива в АТР.

Обычно маркерные сорта связаны с каким-то основным месторождением или с группой месторождений, нефть из которых имеет сходные свойства и открыто торгуется на рынке с достаточной ликвидностью. Так Brent - изначально означал нефть, добытую в Великобритании на одноименном шельфовом месторождении (открыто в 1970-ых годах), однако позже Platts добавил к ней нефть, добываемую на трёх соседних месторождениях Британии и Норвегии (BFOE). Стандартный сорт США - WTI (также Light Sweet) - легкая нефть, добываемая в Техасе.

Наиболее значимыми агентствами, ежедневно публикующими средние котировки на маркерные сорта нефти (Brent, WTI), являются ценовые агентства Platts и Argus Media, менее популярны Asia Petroleum Price Index (APPI), ICIS London Oil Report. Именно котировки ценовых агентств указываются в средне- и долгосрочных контрактах на поставку около 90 % экспортируемой нефти, при этом, в зависимости от её качества, она может продаваться со скидкой или с доплатой относительно маркерного сорта.

Картель ОПЕК оперирует при расчетах своим собственным индексом - "корзиной ОПЕК". Он представляет собой смесь сортов нефти: алжирского Saharan Blend, индонезийского Minas,нигерийского Bonny light, саудовского Arab light, Dubai из ОАЭ, венесуэльского Tia Juana, мексиканского Isthmus (хотя Мексика не является членом ОПЕК).

Хотя спот-рынки существовали с 60-х годов, на их долю вплоть до 80-х приходилось лишь 3-5% всего объема торговли нефтью. Отношение к ним изменилось после ряда кризисов, таких, как эмбарго 1973 г. и иранская революция 1979 г., в результате которых "официальные" цены стали достаточно часто меняться, сильно коррелируя с ценами на спот-рынках. Доля долгосрочных контрактов сократилась.

После очередного кризиса в 1986 г. ведущие страны-экспортеры ввели в обиход маркерные сорта и стали рассчитывать цены на их основе. Например, цена саудовской нефти отсчитывалась от сорта ANS до 1994 г. и от WTI - после. В марте 1983 г. NYMEX стала торговать фьючерсами на WTI. В течение первого года среднедневной объем торгов возрос до 10 тыс. контрактов (каждый контракт подразумевал покупку/продажу 1000 барр. нефти).

Благодаря успешному опыту NYMEX и отмене ОПЕКом "официальных" цен в конце 80-х начались торги фьючерсами на Brent на LIPE. Правда, в отличие от WTI фьючерсы на Brent не предусматривали возможности физической поставки, ограничиваясь денежным расчетом. Уже в 90-х годах нефтяные фьючерсы входили в лидирующую пятерку по объему открытых позиций.

  Arab Light

Сорт нефти Arab Light добывается в Саудовской Арии. Добычей этой нефти занимается крупнейшая в мире государственная нефтедобывающая компания Saudi Aramco.

Дисконт для нефти марки Arab Light, наиболее широко поставляемую марку из Саудовской Аравии, сократился до -$6,85 за баррель с -$11,15 за баррель в декабре. Дисконт компании Saudi Aramco рассчитывается от цены нефти марки WTI, или Light Sweet, на NYMEX. Дисконты для марок Extra Light, Arab Medium и Arab Heavy также были снижены. Наиболее существенное сокращение дисконта было осуществлено для потребителей в Азии, а для европейцев цены были немного снижены.

  Kuwait Export Crude

Сорт нефти Kuwait Export Crude является высококачественным, ее стабильность и качество делают ее совершенным исходным материалом для производства высококачественных базовых масел и других нефтепродуктов имеющийся строгий контроль сырья позволяет гарантировать и дает клиентам полную уверенность в постоянной стабильности качества нефтепродуктов.

  Iran Heavy

Iran Heavy - марка нефти, добываемая в Иране. Используется при установлении цены на другие марки экспортной нефти в регионе Персидского залива. Плотность составляет 30.2° API, содержание серы - 1.77%. Входит в экспортную корзину ОПЕК.

  Basra Light

Basra Light - марка нефти, добываемая в окрестностях г. Басра, в Ираке. Используется при установлении цены на другие марки экспортной нефти в регионе Персидского залива. Плотность составляет 30.5° API, содержание серы - 2.90%. Входит в экспортную корзину ОПЕК.

  Корзина ОПЕК

Термин “корзина” ОПЕК (OPEC oil basket или OPEC Reference Basket of crudes) был официально введен 1 января 1987 года. С 16 июня 2005 года цена “корзины” определяется как средний арифметический показатель физических цен следующих 11 сортов нефти, добываемой странами картеля: Saharan Blend (Алжир), MinasIran Heavy (Иран), Basra Light (Ирак), Kuwait Export (Кувейт), Es Sider (Ливия), Bonny Light (Нигерия), Qatar Marine (Катар), Arab Light (Саудовская Аравия), Murban (ОАЭ) и BCF 17 (Венесуэла). (Индонезия).

  Urals

Urals – это смесь нефти из всех месторождений России, поставляемая на экспорт по магистральным нефтепроводам "Транснефти". Основу Urals составляет смесь легкой западносибирской нефти Siberian Light и высокосернистой нефти Урала и Поволжья. Экспортируется по нефтепроводу "Дружба", через порты Приморск, Усть-Луга на Балтике и Новороссийский морской торговый порт на Чёрном море.

Urals имеет плотность 860-871 кг/куб.м (31-32 градуса API), содержание серы 1,2-1,3%.

В 1 тонне Urals содержится 7,28 барреля.

  Rebco

Rebco (Russian Export Blend Crude Oil) - марка, используемая в торговле на Nymex (Нью-Йоркская товарная биржа). Подразумевают поставку Urals FOB Приморск.

  Siberian Light

Siberian Light - сорт лёгкой российской нефти. Представляет собой смесь из сырья, добываемого в Ханты-Мансийском автономном округе. В магистральных нефтепроводах является основой Urals. Небольшая часть Siberian Light продается как самостоятельный сорт. Основные поставки идут через порт Туапсе.

Плотность Siberian Light составляет 845-850 кг/куб.м (36,5 градусов API), содержание серы 0,57%.

  Sokol

Нефть, добываемая в проекте «Сахалин-1», экспортируется через порт Де-Кастри (Хабаровский край). Плотность составляет 37,9 градусов API, содержание серы - 0,23%.

  Vityaz

Сахалинская нефть, добываемая в рамках проекта «Сахалин-2». Экспортируется через порт Пригородное (Сахалин). Цена привязана к стоимости сорта Dubai.

В 2010 году Sakhalin Energy, оператор проекта "Сахалин-2", добыл 6,1 млн тонн (47 млн баррелей) сорта Vityaz. Её основными покупателями стали Япония (33,9%), Южная Корея (33,6%), Китай (24,8%), Тайвань (1,6%), Филиппины (1,6%), США (1,5%), говорится в отчёте об устойчивом развитии Sakhalin Energy за 2010 год.

  Espo

ESPO - марка восточносибирской нефти, поставляемая по трубопроводу Восточная Сибирь - Тихий океан (ВСТО). Цена нефти ESPO сейчас имеет привязку к эмиратскому сорту Dubai Crude, премия к цене которой в мае 2012 года составляла $4,4 за баррель. Два года назад, в июне 2010 года, Espo наоборот торгвалась с дисконтом $0,4-1,4.

Espo поставляется в страны Азии, а также на западное побережье США, где конкурирует с аляскинской нефтью сорта ANS.

Плотность Espo составляет 34,8 градуса API с содержанием серы 0,62%.

В 1 тонне Espo содержится 7,39 барреля.

  Brent

Brent - эталонная (маркерная) марка (или сорт) нефти, добываемой в Северном море. Цена нефти Brent с 1971 года является основой для ценообразования около 40 % всех мировых сортов нефти.

Название сорта происходит от одноименного месторождения в Северном море, открытого в 1970 году. Слово "Brent" образовано от первых букв названий нефтеносных пластов: Broom, Rannoch, Etieve, Ness и Tarbat - BRENT. Смесь Brent классифицируется как легкая малосернистая нефть.

Brent имеет плотность при 20 градусах Цельсия 825-828 кг/куб.м (38,06 по шкале API). Содержание серы 0,37%.

В 1 тонне Brent содержится 7,59 барреля.

  WTI

West Texas Intermediate (WTI) или Texas Light Sweet - эталонная марка нефти. Добывается в штате Техас (США). В основном используется для производства бензина и поэтому на данный тип нефти высокий спрос, в первую очередь в самих Соединённых Штатах Америки и Китае.

Плотность составляет 39,6 градусов API, содержание серы - 0,24%.

  Dubai Crude

Dubai Crude, также известная под названием Fateh - это легкая нефть, добываемая в эмирате Дубай (ОАЭ). Длительное время Dubai Crude была единственной нефтью, свободно торгуемой на Ближнем Востоке, однако затем развился спотовый рынок на нефть Оман (Oman crude).

Длительное время производители нефти на ближнем востоке использовали средемесячные котировки на сорта Dubai (позже Dubai и Oman) в качестве эталонов для экспортных контрактов на дальний восток, (цены на фьючерсы WTI и Brent использовались для экспорта в атлантический регион).

Классификация запасов нефти

В настоящее время существуют различные классификации оценки запасов и ресурсов жидких, газообразных и твердыхуглеводородов. В задачу этих систем входит не только измерение объемов углеводородов, содержащихся в недрах, но также определение доли этих запасов, извлечение которой будет экономически оправданным с учетом существующих технологий, оборудования и норм по охране окружающей среды. По некоторым критериям оценка запасов нефти и газа может различаться, поэтому ниже мы приведем информацию о существующих классификациях «черного золота».

  Классификация запасов нефти SPE-PRMS

Наиболее распространенной в мировой нефтегазовой промышленности является система управления ресурсами и запасами углеводородов SPE-PRMS (Petroleum Resources Management System). Классификация, разработанная в 1997 году Обществом инженеров-нефтяников (Society of Petroleum Engineers, SPE) совместно с Мировым нефтяным конгрессом (World Petroleum Congress, WPC) и Американской ассоциацией геологов-нефтяников (AAPG), в последующие годы была дополнена разъясняющими и вспомогательными документами, и в 2007 была принята новая редакция системы.

Классификация PRMS утверждена в марте 2007 года Обществом инженеров-нефтяников, Всемирным нефтяным советом, Американской ассоциацией геологов-нефтяников и Обществом инженеров по оценке нефти и газа.

Запасы нефти газа и конденсата классифицированы следующим образом:

    Доказанные (PROVED) запасы нефти

Доказанные запасы - количество углеводородов, которые, исходя из инженерно-геологических данных, с достаточной достоверностью могут быть извлечены промышленным способом из известных залежей, при существующих экономических условиях, принятыми способами эксплуатации. Промышленная продуктивность запасов должна быть доказана фактической добычей, успешными данными опробования, анализа керна и интерпретации каротажа. Месторождения с доказанными запасами должны быть обустроены объектами переработки и транспортировки добытых объемов на рынки сбыта.

В соответствии с классификацией Доказанные запасы делятся на группы:

      Доказанные разрабатываемые запасы нефти (Proved Developed)

Это запасы, которые могут быть добыты из существующих скважин с помощью общепринятых методов. Доказанные разрабатываемые запасы делятся на:

        Добываемые (Producing) запасы нефти

Добываемые запасы - запасы, которые ожидается извлечь из действующих на дату оценки скважин из вскрытых и работающих интервалов при помощи общепринятого оборудования.

        Недобываемые (Nonproducing) запасы нефти

Недобываемые запасы - запасы, которые ожидается извлечь из:

- простаивающих на момент оценки скважин;

- горизонтов за не простреленными обсадными колоннами в существующих скважинах;

- затраты на извлечение запасов должны быть мене 25% затрат на новые скважины.

      Доказанные неразрабатываемые (Undeveloped) запасы нефти

Доказанные неразрабатываемые запасы - запасы, которые ожидается извлечь:

- из существующих скважин, за счет углубления на другой горизонт;

- из пробуренных в будущем скважин на неразбуренных участках залежи, непосредственно прилегающих к участкам скважин, дающим продукцию или давшим промышленные притоки из оцениваемого пласта;

- из скважин после дорогостоящего КРС или ввода крупных объектов обустройства.

Необходимым условием выделения на данных участках запасов категории Undeveloped является наличие утвержденного плана разбуривания этих участков.

    Вероятные запасы (Probable) запасы нефти

Вероятные запасы - запасы, которые могли бы быть включены в группу доказанных ввиду достаточно обоснованного (50% уверенность) присутствия углеводородов в пределах структуры, но которые менее четко определены из-за ограниченных данных по скважинам и отсутствия убедительных результатов опробований. Относятся запасы участков, примыкающих к доказанной области и имеющих небольшой риск неподтверждения геологии и рентабельности. Вместе с суммарными доказанными запасами часто составляют основу проектов разработки месторождений и принятия обязательств на проведение работ.

    Возможные запасы (Possible) запасы нефти

Возможные запасы - запасы, извлечение которых исходя из анализа геолого-промысловых данных менее достоверно (10% уверенность), чем вероятных запасов. Относятся запасы участков, имеющих высокий риск неподтверждения геологии и промышленной рентабельности. Указывают на имеющийся потенциал и участки дальнейших исследований и сбора данных.

Стандарты SPE-PRMS не только оценивают вероятность присутствия нефти в месторождении, но и учитывают экономическую эффективность извлечения этих запасов. При определении эффективности учитываются такие факторы, как затраты на разведку и бурение, транспортировку, налоги, существующие цены на нефть и многие другие. По данной классификации запасы делятся на категории «доказанные», «вероятные» и «возможные» в зависимости от оценки шансов их извлечения. Таким образом, у доказанных запасов шанс быть добытыми равняется 90%, у вероятных – 50%, а у возможных он самый низкий – 10%. Так же эта классификация оценивает ресурсы углеводородов.

  Классификация запасов нефти SEC

Стандарты SEC были разработаны американской Комиссией по рынку ценных бумаг (Securities and Exchange Commission, SEC). Они несколько отличаются по ряду параметров от классификации SPE-PRMS. В частности, основными критериями, по которым оцениваются месторождения, являются достоверность существования запасов и срок действия лицензии на разработку месторождения. В отличии от классификации SPE-PRMS, классификация SEC не рассматривает категории Вероятных и Возможных запасов, а также ресурсы. Учитываются только Доказанные запасы. Согласно стандартам SEC, нефтяные залежи не могут классифицироваться как запасы, если их извлечение планируется после окончания действия лицензии.

Запасы нефти газа и конденсата классифицированы следующим образом:

    Доказанные (PROVED) запасы нефти

Доказанные запасы нефти и газа представляют собой расчетный объем пластовой нефти, природного газа и газоконденсата, геологические и технологические данные по которому свидетельствуют о том, что с обоснованной уверенностью данный объем может быть добыт из известных продуктивных пластов в существующих экономических и эксплуатационных условиях. Цена рассчитывается как невзвешенное среднеарифметическое цен на 1 число каждого месяца в пределах 12-месячногопериода, предшествующего дате оценки. Цены включают в себя возможное повышение цен, если таковое будет вызвано договоренностями в соответствии с контрактом, а не изменением условий:

- Продуктивные пласты считаются доказанными, если их экономическая продуктивность подтверждена либо фактической добычей, либо обоснованными испытаниями пласта. Площадь такого пласта включает в себя (а) область, контур которой обозначен бурением и по границам ГНК и/или ВНК (если существует) и (б) смежные неразбуренные части пласта, которые могут быть с достаточной степенью вероятности оценены как промышленные запасы на основе имеющихся геологических и технологических данных. Флюидоконтакт должен быть встречен в фактической скважине. Если этого не произошло, для определения флюидоконтакта разрешается использовать «надежные технологии» с условием, что есть обоснованная уверенность в этих технологиях. При отсутствии данных по контактам флюидов минимальное залегание углеводородов считается доказанным контуром нефтегазоносности.

- Запасы, промышленная разработка которых возможна путем использования методов повышения нефтеотдачи (например, закачивание в пласт жидкости), включаются в категорию доказанных при условии - есть «обоснованная уверенность», подтвержденная или пилотными проектами на этом же пласте (или в пределах области, где пластовые свойства не лучше, чем в целом на рассматриваемом пласте), или действующими проектами на таком же или «похожем пласте», или другими свидетельствами «надежности технологии»;проект был согласован к внедрению всеми необходимыми инстанциями, включая правительство.

- В категорию доказанных запасов не входит:

Нефть, которая может иметься в наличии в известных продуктивных пластах, но классифицируемая как предполагаемые дополнительные запасы.

Пластовая нефть, природный газ или газоконденсат, в отношении промышленной добычи которых существуют обоснованные сомнения из-за геологии, характеристик пласта или экономических факторов.

Пластовая нефть, природный газ или газоконденсат, которые могут быть найдены в неразбуренных объектах.

- Разрешено включать в категорию доказанных «нетрадиционные» запасы углеводородов, добываемых из «...нефтеносных песков, глин, угольных пластов или других невозобновляемых природных ресурсов, которые впоследствии предполагается перерабатывать в нефть или газ».

- Разрешается использование или детерминистического или вероятностного метода оценки запасов.

В зависимости от состояния разработки доказанные запасы делятся на доказанные разрабатываемые и доказанные неразрабатываемые запасы.

      Доказанные разрабатываемые запасы нефти и газа

Доказанные разрабатываемые запасы нефти и газа представляют запасы, добыча которых предполагается из существующих скважин, существующим оборудованием и существующими методами. Предполагаемое увеличение нефти и газа в результате закачивания жидкости в пласт и других методов увеличения нефтеотдачи для поддержания природных сил и первичных методов добычи включается в доказанные разработанные запасы только в том случае, если в результате пилотного проекта или работы установленной программы было подтверждено увеличение добычи, которое может быть достигнуто.

      Доказанные неразрабатываемые запасы нефти и газа

Доказанные неразрабатываемые запасы нефти и газа представляют запасы, добыча которых предполагается из новых скважин в неразбуренной области или из существующих скважин, если при этом для повторного освоения требуются значительные затраты. При этом в эту категорию должны включаться только те запасы в неразбуренной области, в отношении которых существуют достаточная уверенность по поводу того, что после бурения определенный объем добычи будет достигнут. Запасы из других неразбуренных объектов могут быть отнесены к категории доказанных только в том случае, если возможно продемонстрировать, что эти объекты являются неразрывным продолжением существующего продуктивного пласта продолжением. Не следует включать в доказанные неразработанные запасы те области, где предусматривается закачка жидкости в пласт или использование других методов нефтеотдачи, за исключением случаев, когда эффективность данной технологии была доказана фактическими испытаниями в той же самой области и для того же самого коллектора, или на пласте-аналоге. Для неразбуренных запасов должен существовать утвержденный план разработки, в котором в ближайшие 5 лет было бы запланировано бурение скважин на неразбуренной области.

    Недоказанные (UNPROVED) запасы нефти

Разрешается частичное раскрытие вероятных и возможных запасов. Определение вероятных и возможных запасов в общих чертах повторяет определение SPE-PRMS. Вероятные и возможные запасы могут использоваться для отражения возможного увеличения уровня добычи по сравнению с добычей доказанных запасов.

Раскрытие вероятных и возможных запасов является необязательным и целиком остается на усмотрение компании.

Доказанные запасы включают в себя весь достоверно обоснованный объем нефти, который может быть извлечен из данного месторождения в будущие годы.

  Российская система классификации запасов нефти

В настоящее время в России действует временная классификация 2001 года, прототипом которой является классификация запасов и ресурсов 1983 года. Российская система значительно отличается от стандартов SPE-PRMS и SEC и основывается исключительно на анализе геологических признаков, без учета экономических факторов. По данной классификации, в зависимости от степени изученности разведанные запасы представлены категориями A, B, и C1; предварительные оценочные запасы представлены категорией C2; потенциальные запасы представлены категорией C3; и прогнозные ресурсы представлены категориями D1 и D2. Более подробную информацию о классификации ресурсов можно найти в нормативных документах на сайте Федерального агентства по недропользованию РФ.

Запасы нефти, горючих газов, конденсата - весовое количество нефти и конденсата или объемное количество газа на дату подсчета в установленной залежи, приведенные к поверхностным условиям. На подсчитанную величину запасов влияют объем и качество информации, полученной при поисково-разведочных работах и разработке залежей на дату подсчета, а также применяемые методы подсчета.

Балансовые запасы - Запасы, разработка которых в настоящее время экономически целесообразна.

Забалансовые запасы - запасы, разработка которых в настоящее время нерентабельна, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем.

Примечания: Забалансовые запасы категорииС2 не подсчитывают. Извлекаемые забалансовые запасы не определяют.

    Запасы нефти категории А

Запасы категории А - запасы залежи (или ее части), подсчитываемые в процессе ее разработки, изученные с детальностью, обеспечивающей полное определение формы и размеров залежи, эффективной нефтегазонасыщенной мощности, характера изменения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности продуктивных пластов, качественного и количественного составов нефти, горючих газов и содержащихся в них сопутствующих компонентов и других параметров, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки:режим работы залежи, давление, гидро- и пьезопроводность, коэффициент продуктивности скважин и др.

    Запасы нефти категории В

Запасы категории В - запасы залежи (или ее части), характеризующиеся следующим:

- нефтегазоносность установлена на основании получения промышленных притоков нефти или горючих газов в скважинах на различных гипсометрических отметках и наличия благоприятных промыслово-геофизических данных и керна;

- форма и размеры залежи, эффективная нефтегазонасыщенная мощность, характер изменения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенность продуктивных пластов, а также основные особенности, определяющие условия разработки залежи, изучены приближенно, но в степени, достаточной для проектирования разработки залежи;

- состав нефти, горючих газов и содержащихся в них сопутствующих компонентовв пластовых и поверхностных условиях изучены детально; по нефтяной залежи проведена пробная эксплуатация отдельных скважин;

- по газовой залежи установлено отсутствие нефтяной оторочки или определена ее промышленная ценность.

    Запасы нефти категории C1

Запасы категории C1 запасы залежи, характеризующиеся следующим:

- нефтегазоносность установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или горючих газов в отдельных скважинах (часть скважин может быть опробована испытателем пластов) и благоприятных промыслово-геофизических данных в ряде других скважин (также запасы части залежи, тектонического блока, примыкающих к площадям с запасами более высоких категорий);

- условия залегания нефти или горючих газов установлены проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, коллекторские свойства продуктивных пластов и другие параметры изучены по отдельным скважинам или приняты по аналогии с более изученной частью залежи и соседними разведанными месторождениями.

    Запасы нефти категории С2

запасы нефти и горючих газов, наличие которых предполагается на основании благоприятных геологических и геофизических данных в отдельных неразведанных полях, тектонических блоках и пластах изученных месторождений, а также запасы в новых структурах, оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований в пределах нефтегазоносных районов. Вторую часть запасов категории С2 в настоящее время относят к наиболее изученной части подгруппы D1 прогнозных ресурсов.

Промышленные запасы - извлекаемые запасы залежи (месторождения, нефтегазоносного района, области, провинции) категорий А+В+С1.

Разведанные запасы - Балансовые и забалансовые запасы категории A+B+C1по залежи, находящейся в разработке пли подготовленной для промышленного освоения.

    Ресурсы нефти, горючих газов, конденсата (группа D)

Весовое количество нефти и конденсата или объемное количество газа на дату оценки в возможных залежах регионально продуктивных литолого-стратиграфических комплексов па перспективных структурах и прогнозных территориях, приведенные к поверхностным условиям.

      Прогнозные ресурсы нефти подгруппы D1

Ресурсы нефти, газа, конденсата, содержащиеся в возможных залежах литолого-стратиграфических комплексов с доказанной нефтегазоносностью на прогнозной территории - на структурах I порядка, используемые для обоснования наиболее эффективных направлений геологоразведочных работ и прироста запасов нефти на предстоящие 5 лет и на перспективу (10–15 лет), а также для обоснования долгосрочных схем развития добычи нефти, горючих газов и конденсата.

      Прогнозные ресурсы нефти подгруппы D2

Ресурсы нефти, горючих газов, конденсата, содержащиеся в возможных залежах литолого-стратиграфических комплексов, нефтегазоносность которых доказана на структурах I порядка, сходных с прогнозными, используемые при планировании региональных работ и выборе направлений ранних этапов поисков.

В настоящее время в России ведутся работы по усовершенствованию стандартов классификации запасов нефти. Цель этой работы – приблизить требования по категоризации запасов к международным, более приемлемым для условий рыночной экономики.

Разведка нефти

Знакомый силуэт станка-качалки стал своеобразным символом нефтедобывающей отрасли. Но до того, как наступает его черед, геологи и нефтяники проходят долгий и трудный путь. А начинается он с разведки месторождений.

В природе нефть располагается в пористых породах, в которых жидкость может накапливаться и перемещаться. Такие породы называют коллекторами. Важнейшими коллекторами нефти являются пески, песчаники, конгломераты и трещиноватые породы. Но чтобы образовалась залежь, необходимо присутствие так называемых покрышек – непроницаемых пород, которые препятствуют миграции. Обычно пласт-коллектор расположен под уклоном, поэтому нефть и газ просачиваются вверх. Если их выходу на поверхность мешают складки породы и другие препятствия, образуются ловушки. Верхнюю часть ловушки иногда занимает слой газа – «газовая шапка».

Таким образом, чтобы обнаружить месторождение нефти, необходимо найти возможные ловушки, в которых она могла скопиться. Сначала потенциально нефтеносный район исследовали визуально, научившись выявлять присутствие нефтяных залежей по многим косвенным признакам. Однако чтобы поиски были максимально успешными, необходимо уметь «видеть под землей». Это стало возможным благодаря геофизическим методам исследования. Наиболее эффективным инструментом оказался сейсмограф, который был предназначен для регистрации землетрясений. Его способность улавливать механические колебания пригодилась в геологоразведочном деле. Колебания от взрывов динамитных снарядов преломляются подземными структурами, и, регистрируя их, можно определить расположение и форму подземных пластов.

  Разведка нефтяных месторождений на суше

Разведка нефтяных месторождений - комплекс работ, позволяющий оценить промышленное значение нефтяного местрождения, выявленного на поисковом этапе, и подготовить его к разработке. Bключает бурение разведочных скважин и проведение исследований, необходимых для подсчёта запасов выявленного месторождения и проектирования его разработки. Запасы подсчитывают по каждой залежи или её частям (блокам) c последующим суммированием их по месторождению.

Pазведка должна полностью выявить масштабы нефтеносности всего месторождения как по площади, так и на всю технически достижимую глубину. B процессе разведки определяют:

- типы и строение ловушек;

- фазовое состояние углеводородов в залежах;

- границы разделов фаз;

- внешних и внутрених контуров нефтеносности;

- мощность;

- нефтегазонасыщенность;

- литологические и коллекторские свойства продуктивных горизонтов;

- физико-химические свойства нефти, газа, воды;

- продуктивность скважин и др.

Kроме этого, оцениваются параметры, гарантирующие определение способов и систем разработки залежей и месторождения вцелом, обосновываются коэффициент нефтеотдачи, выявляются закономерности изменения подсчётных параметров и степень их неоднородности.

Эти задачи решаются при бурении оптимального для данных условий коллияества разведочных скважин, качественном проведении комплексных скважинных геофизических исследований, испытаний продуктивных объектов на притоки и исследований режимных параметров в процессе испытаний, a также специальные геофизические, геохимические, гидродинамические, температурные исследования для определения структурных, резервуарных и режимных подсчётных параметров, при отборе керна в рациональных объёмах и проведении комплексных лабораторных исследований керна, нефти, газа, конденсата и воды.

Bыбор и обоснование методики разведка нефтяных месторождений базируются на анализе геологических данных, накопленных на поисковом этапе и при разведке других месторождений исследуемого pайона. B процессе разведки нефтяных месторождений уточняется модель месторождения, корректируется система дальнейшей его разведки. Pазведка должна обеспечить во всех участках залежи относительно одинаковую достоверность её параметров. Hарушение этого принципа приводит к переразведке отдельных участков залежи и недоразведке других.

Oдинаковая достоверность разведки нефтяных месторождений достигается применением равномерной разведочной сети скважин c учётом строения каждой залежи месторождения. Проектируя систему размещения разведочных скважин, определяют их число, место заложения, порядок бурения и плотность сетки скважин.

Hаиболее часто используется равномерная по площади месторождения сетка скважин. Cистема их размещения зависит от формы структуры, типа залежи, фазового состояния углеводородов, глубины залегания, пространственного положения залежей и технических условий бурения.

При наличии на месторождении нескольких нефтегазовых залежей разведку ведут по этажам. B этажи выделяют объекты, отделённые друг от друга значительной глубиной. Порядок разведки залежей (сверху вниз или снизу вверх) зависит от выбора базисной залежи, который уточняется первыми разведочными скважинами. Cистема разведки снизу вверх даёт возможность возврата скважин на опробование верхних горизонтов. Eсли верхние этажи разведки оказываются более значительными, месторождение разведуют по системе сверху вниз. Oптимальное размещение минимально необходимого числа скважин на месторождении предопределяется прежде всего строением базисной залежи.

Эффективное размещение скважин на площади залежи существенно зависит от точного определения контура нефтеносности, котоpoe сводится к выяснению характера поверхности контура (горизонтальная, наклонная, вогнутая) и глубины залегания. Положение контура нефтеносности устанавливают по комплексу методов Промысловой геофизики и исследованиям в перфорированных скважинах. Горизонтальную поверхность контура нефтеносности в массивных залежах определяют по 2-3 скважинам, в пластовых и линзовидных - по значительно большему количеству скважин.

Пo охвату площади месторождения выделяют 2 системы разведки: сгущающуюся и ползущую.

Cгущающаяся системa способствует ускорению процесса разведки, но при этом возможно попадание части скважин за пределы контура нефтеносности. Oна охватывает всю предполагаемую площадь месторождения c последующим уплотнением сетки скважин.

Ползущая системa предусматривает постепенное изучение площади месторождения сеткой скважин и не требует последующего уплотнения. Применение этой системы приводит к удлинению сроков разведки, но сокращает количествово малоинформативных скважин и в конечном итоге может дать большой экономический эффект. Эту систему чаще используют при разведке залежей co сложным контуром нефтеносности, в т.ч. залежей неструктурного типа.

Пo способу размещения разведочных скважин различают профильную, треугольную, кольцевую и секторную системы.

Профильная системa даёт возможность изучить в короткие сроки и меньшим числом скважин залежи любого типа. Ha месторождении закладывают ряд профилей, ориентированных вкрест простирания структуры, иногда под углом к её длинной оси. Pасстояние между профилями примерно в 2 раза больше расстояния между скважинами. Ha пластовых сводовых залежах часто размещают скважины "крестом" (на крыльях и периклинальных окончаниях).

Mодификации профильной системы применяют на сложно построенных месторождениях:

- радиальное расположение профилей в области c солянокупольной тектоникой;

- зигзагопрофильное - в области регионального выклинивания продуктивных горизонтов.

Tреугольная система размещения скважин обеспечивает равномерное изучение площади и эффективное наращивание полигонов для подсчёта запасов.

Kольцевая система предусматривает постепенное наращивание колец вокруг первой промышленной нефтеносной скважины. Cекторная система является одним из вариантов кольцевой, когда залежь делится на ряд секторов, число которых определяется аналитическим путём, a скважины в секторах располагаются на различных абсолютных отметках.

B каждой разведочной скважине проводят комплексные промыслово-геофизические и геохимическиие исследования, дающие наибольший эффект для изучения месторождения.

Bыбор комплекса методов зависит от:

- литологического состава;

- коллекторских свойств пород;

- типа насыщающих флюидов;

- состава и особенностей фильтрации промывочной жидкости в пласте;

- порядка проведения разведочных работ и др.

C помощью промыслово-геофизических исследований проводят расчленение разреза по литологическим разностям пород, выделяют литолого-стратиграфические реперы, коррелируют пласты, выбирают интервалы отбора керна и интервалы перфорации, определяют положение водонефтяных и нефтегазовых контактов и получают максимальную информацию по структурным, резервуарным и частично режимным подсчётным параметрам.

Hеоднородность строения, качество коллекторов выявляет детальная интерпретация промыслово-геофизических исследований. Для изучения резервуарных параметров залежей из продуктивных пластов и из покрывающих и подстилающих его пород отбирают керн. Интервалы отбора керна определяют исходя из степени геолого-геофизической изученности месторождения (залежи), количествава, мощности и изменчивости пластов-коллекторов.

B интервале отбора керна используют буровые растворы на нефтяной основе, чтобы обеспечить максимальный вынос керна и получить надёжные данные по нефтенасыщенности пласта-коллектора. При разведке массивных, Пластовых и массивно-пластовых залежей отбирают керн так, чтобы охарактеризовать разные по площади и глубине части залежи. Ha каждом крупном или уникальном месторождении нефти обязательно бурят скважину c отбором керна на безводной или нефильтрующейся промывочной жидкости для получения опорной информации o коэффециенте нефте-газонасыщенности коллекторов.

B керне определяют пористость, проницаемость, нефтенасыщенность, содержание связанной воды, коэффициент вытеснения, минерального, гранулометрического, химического состава, пластичности, сжимаемости, электрического сопротивления, плотности, скоростей распространения ультразвука, радиоактивности, карбонатности, набухаемости.

Oпределение подсчётных параметров нефтегазонасыщенных коллекторов производится по материалам Геофизических исследований скважин (ГИС), результатам изучения образцов керна, опробования пластов и испытания их в открытом стволе или в обсаженной скважине.

Ha каждом месторождении независимо от типа залежи бурят по крайней мере одну базовую скважину co сплошным отбором керна по продуктивной части разреза, поинтервальными испытаниями и широким комплексом стандартных и специальных ГИС. Mатериалы ГИС служат основной информацией для определения объёмным методом балансовых и извлекаемых запасов нефти по промышленным категориям A, B, C1 и C2.

Pезультаты лабораторных исследований керна используют для разработки петрофизической основы интерпретации данных ГИС и обоснования достоверности подсчётных параметров.

B общем цикле поисково-разведочных работ разведочный этап является наиболее капиталоёмким и определяет общие сроки и стоимость работ по промышленной оценке нефтяных местрождений.

Pазмеры затрат на разведке месторождений нефти зависят от масштабов месторождений, степени их геологической сложности, глубины залегания, экономической освоенности pайона и др. факторов.

Oсновные показатели эффективности разведочного этапа:

- стоимость 1 т нефти;

- прирост запасов на 1 м пробуренных разведочных скважин или на одну скважину;

- отношение количества продуктивных к общему числу скважин.

По мере развития технологий в арсенал геологов добавлялись новые методы. Аэрофотосъемка и космическая съемка обеспечивает более широкий обзор поверхности. Анализ ископаемых остатков с различных глубин помогает точнее определить тип и возраст осадочных пород.

Основная тенденция современной геологоразведки – минимальное воздействие на окружающую среду. Как можно большую роль стараются отводить теоретическим предсказаниям и пассивному моделированию. По косвенным признакам сегодня можно проследить всю «кухню нефти» – где она зарождалась, как двигалась, где находится в настоящее время. Новые методы позволяют бурить как можно меньше поисковых скважин, одновременно повышая точность прогнозов.

  Морская разведка месторождений нефти

Морская разведка месторождений - комплекс геологических работ по изучению, геолого-экономической оценке и подготовке к промышленному освоению ресурсов нефти и газа в акваториях морей и океанов. Ресурсы представлены в виде месторождений флюидов (нефти и газа) в глубоких слоях континентальной и океанической земной коры.

По расположению эти месторождения делятся на месторождения прибрежных зон и ближнего и дальнего шельфа. В прибрежных зонах разведуются месторождения, перспективные залежи которых уходят с суши под морское дно. Разведка осуществляется преимущественно путем проходки кустов наклонных скважин, ориентированных в сторону моря. Разведочные скважины проходят с берега, с насыпных дамб и искусственных островов.

Разведка месторождений нефти и газа на шельфе осуществляется путем бурения кустов направленных скважин со свайных оснований (при глубинах до 120 м), с плавучих платформ, закрепленных якорными системами (при глубинах 150–200 м), или с плавучих буровых установок (при глубинах до нескольких км).

Нефтяные месторождения

Нефтяное месторождение - совокупность нескольких (иногда одна) залежей нефти на определённой территории. Обычно занимает несколько сотен километров, для добычи используются нефтяные скважины, которые строятся в процессе бурения.

  Классификация нефтяных месторождений

Нефтяные месторождении классифицируется на:

- мелкие - до 10 млн тонн нефти;

- средние - 10-100 млн тонн нефти (Кумколь, Верх-Тарское);

- крупное - 100-1000 млн тонн нефти (Каламкас, Пенглай, Правдинское, Статфьорд);

- крупнейшие (гигантские) - 1-5 млрд тонн нефти (Тенгиз, Ромашкино);

- Уникальные (супергигантские) - 5 млрд тонн нефти и более (Аль-Гавар, Большой Бурган, Эр-Румайла).

  Крупнейшие нефтяные месторождения мира

Крупнейшие (гигантские) нефтяные месторождения - это нефтяные месторождения с запасами более 1 млрд тонн или 6,3 млрд баррелей нефти.К ним относятся Прадхо-Бей (США), Агаджари (Иран), Хасси-Мессауд (Алжир), Шайба (Саудовская Аравия), Самотлорское (Россия), Ноксал (Мексика), Тахэ (Китай), Западная Курна (Ирак) и др.

Уникальные (супергигантские) нефтяные месторождения - это нефтяные месторождений с запасами более 5 млрд тонн или 32 млрд баррелей нефти.К ним относятся Румайла (Ирак), Аль-Гавар (Саудовская Аравия), Кашаган (Казахстан), Большой Бурган (Кувейт), Дацин (Китай), Кантарел (Мексика) и др.

В этой таблице указаны гигантские (крупнейшие) и супергигантские (уникальные) нефтяные и газоконденсатные месторождении в мире, их геологические запасы, годы открытия и нефтегазоносные бассейны, к которым они относятся. Данные на 01.01.2010

  Нефтяное месторождение Чиконтепек 22,1 млрд.тонн (Мексика)

Супергигантское нефтегазовое месторождение в Мексике, находящихся на восточном побережье Мексики. Открыто в 1926 году.Оператор: Pemex

  Нефтяное месторождение Аль-Гавар 20 млрд.тонн (Саудовская Аравия)

Крупнейшее по запасам нефтегазовое месторождение-гигант в Саудовской Аравии. Одно из крупнейших месторождений нефти и газа в мире, расположеон в бассейне Персидского залива.

Оператор: Saudi Aramco

  Нефтяное месторождение Большой Бурган 13 млрд. тонн (Кувейт)

Крупнейшее месторождение-гигант, в котором сосредоточено более 5 % разведанных извлекаемых запасов нефти в мире до 2004 годаОператор: Kuwait Petroleum Corp

  Нефтяное месторождение Кариока Сугар Лоаф 11 млрд.тонн (Бразилия)

Группа Крупных Нефтегазовых Месторождений в Бразилии. Расположено в Атлантическом океане 330 км юго-востоку от г. Сан-ПаулуОператор: Petrobras

  Нефтяное месторождение Шельф Боливар 8,3 млрд. тонн (Венесуэлла)

группа нефтяных месторождений в Венесуэле (Нефтегазоносный бассейн Маракайбо). Включает месторождения Лагунильяс, Тиа-Хуана, БочакероОператор: Petroleos de Venesuela

  Нефтяное месторождение Верхний Закум 8,2 млрд. тонн (ОАЭ)

Супергигантское Нефтяное Месторождение ОАЭ, находящееся в Персидском заливе.Оператор: ADNOC, ExxonMobil, Japan Oil Development Co.

  Нефтяное месторождение Самотлорское 7,1 млрд тонн (Россия)

Крупнейшее в России и одно из крупнейших в мире месторождений нефти. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Нижневартовска, в районе озера Самотлор. В переводе с хантыйского Самотлор означает «мёртвое озеро», «худая вода».Оператор: ТНК-ВР

  Нефтяное месторождение Северное / Южный Парс 7 млрд. тонн (Иран, Катар)

Супергигантское Нефтегазовое Месторождение, крупнейшее в мире. Находится в центральной части Персидского залива в территориальных водах Катара (Северное) и Ирана (Южный Парс)Оператор: Qatar Gaz, Petropars

  Нефтяное месторождение Кашаган 6,4 млрд.тонн (Казахстан)

Супергигантское нефтегазовое месторождение Казахстана, расположенное на севере Каспийского моря. Относится кПрикаспийской нефтегазоносной провинции.Оператор: ENI, КазМунайГаз, Chevron, Total, Shell

  Нефтяное месторождение Дацин 6,3 млрд. тонн (Китай)

Супергигантское Нефтяное Месторождение, крупнейшее в Китае.Оператор: PetroChina

Мировые запасы нефти (1700.1 млрд.баррелей)

Эксперты провели исследование стран мира и составили рейтинг их обеспеченности запасами нефти и газа. Доказанные мировые запасы нефти, которая относится в невозобновляемым ресурсам, оцениваются в 1,19 трлн. баррелей.

Самыми большими залежами «черного золота» располагает Венесуэла, Саудовская Аравия и Канада. Страны-лидеры по запасам нефти По подсчетам ученых, при нынешних темпах потребления, разведанной нефти хватит примерно на 40 лет, а ее дефицит может привести к обострению геополитической ситуации в мире. Подсчитанные запасы нефти ТОП-30 стран с самыми большими запасами нефти

  Запасы нефти Венесуэлы (298.3 млрд.баррелей)

Экономика Венесуэлы основана на добыче нефти, которая даёт 80 % экспортных доходов, более 50 % доходной части государственного бюджета и около 30 % ВВП.

Венесуэла находится среди стран, которые обладают самыми большими запасами нефти и природного газа в мире. Она регулярно находится в верхней части графы основных поставщиков нефти в США и является одной из десяти стран, производящих самое большое количество нефти в мире.

Венесуэла является одной из самых больших стран-экспортеров сырой нефти в мире и самой большой в западном полушарии. В 2006 г. страна была на шестом месте в мире по нетто-объему экспорта нефти.

Нефтяной сектор находится в центре внимания экономики Венесуэлы: на него приходится более трех четвертей от общих доходов экспорта страны, почти половина общих доходов государства и около одной третьей от валового внутреннего продукта (ВВП). Венесуэла была среди основателей Организации стран-экспортеров нефти (ОПЕК).

  Запасы нефти Саудовской Аравии (267 млрд.баррелей)

Экономика Саудовской Аравии базируется на нефтяной промышленности, которая составляет 45 % валового внутреннего продукта страны. 75 % доходов бюджета и 90 % экспорта составляет экспорт нефтепродуктов. Разведанные запасы нефти составляют 260 миллиардов баррелей (24 % разведанных запасов нефти на Земле). Причём, в Саудовской Аравии эта цифра постоянно возрастает благодаря открытию новых месторождений.

Саудовская Аравия играет ключевую роль в Организации стран-экспортеров нефти, с помощью которой регулирует мировые цены на нефть. Имея одну четвертую доказанных мировых запасов нефти, Саудовская Аравия, вероятно, останется крупнейшим мировым производителем нефти в ближайшем будущем.

В течение первых 10 месяцев 2001 года Саудовская Аравия обеспечивала США 1.6 миллионами баррелей сырой нефти в день, что составляет 18% импорта сырой нефти в США за этот период. Запасы нефти в Саудовской Аравии В недрах Саудовской Аравии (включая половину Саудовско-Кувейтской «нейтральной зоны») находится 2,642 триллиона баррелей доказанных запасов нефти (более четверти мировых) и до одного триллиона баррелей извлекаемой нефти.

Саудовская Аравия мировой лидер по добыче и экспорту нефти, но ее географическое положение в политически нестабильном регионе Персидского залива вызывает озабоченность в глазах основных покупателей, включая США. В течение первых 11 месяцев 2001 года Саудовская Аравия добывала около 8.8 млн баррелей нефти в день (включая 640 тыс. баррелей в день из половины Саудовско – Кувейтской нейтральной зоны), добывной же потенциал страны составляет 10.0 – 10.5 млн б/д. В 2000 году добыча нефти в стране составила 9.1 млн б/д, среди которых 8.4 млн б/д пришлось на сырую нефть, а 0.7 млн б/д на сжиженный природный газ. На 1 января 2002 года официальная квота ОПЕК Саудовской Аравии на добычу сырой нефти была снижена до 7.053 млн б/д по сравнению с 8.2 млн б/д февральской квоты 2001 года. Данные на конец января указывает на то, что Саудовская Аравия снизила добычу сырой нефти примерно до 7.1 млн б/д, согласно их квоте.

Несмотря на то, что Саудовская Аравия имеет около 80 нефтяных и газовых месторождений и более 1000 скважин, более половины запасов нефти содержится только в восьми месторождениях, включающих Гавар (крупнейшее в мире нефтяное месторождение на побережье с запасами в 70 миллиардов баррелей) и Сафания (крупнейшее в мире шельфовое нефтяное месторождение с запасами в 19 миллиардов баррелей). Основные нефтеносные структуры Гавара (с севера на юг) это Айн Дар, Шедгам, Уфманьях, Фарзан, Гавар, Аль-Удальях и Харадх.

Помимо всего, добывающий потенциал только одного месторождения Гавар составляет около половины от общего добывающего потенциала страны. Месторождение нефти Гавар Один из возможных проектов на месторождении Катиф мог бы повысить добывающие мощности на ближнем востоке на 500 тыс. б/д, т.е принести прибыль в размере 1.2-1.5 миллиарда долларов. Катиф содержит средние (33-34 о по оценке Американского Нефтяного Института) нефти.

Другой потенциальный проект на месторождении Курайс может повысить Саудовские добывающие мощности на 800 тыс. б/д к 2005 году и принести прибыль в размере 3 миллиардов долларов. Это потребует запуска в Курайсе четырех нефтегазосепарационных установок мощностью в 200 тыс. б/д каждый, где первый завод был введен в эксплуатацию еще в 1960 году, но был законсервирован «Арамко» наряду с несколькими другими проектами на месторождения – Абу Хадрия, Абу Хиван Хармальях и Лхурсаньях в 1990-м.

Последние низкие мировые цены на нефть плюс сокращение добычи нефти согласно квоты ОПЕК похоронили планы расширения производства в Кураисе (и возможно на других месторождениях Саудовской Аравии, включая Катиф) на неопределенный период. Несмотря на это, Саудовская «Арамко» планирует потратить более полутора миллиардов долларов в 2002 году на бурение 324 скважин.

Саудовская Аравия добывает весь спектр сырой нефти от тяжелой до суперлекгкой. Легкая нефть составляет 65-70% от всей добываемой нефти, остальное приходится на средние и тяжелые нефти. Легкая нефть добывается в основном на побережье, в то время как средняя и тяжелая в открытом море. Гаварское месторождение является основным источником ( по оценке Американского Нефтяного Института ) арабской сырой легкой нефти.

С 1994 года на месторождении Хавтан Тренд (также называемом Найд), которое включает в себя месторождение Хавтан и более мелкие месторождения-спутники (Нуайим, Хазмиях) на юге от Риядха добывалось около 200 тыс. б/д 45о-50о API арабской суперлегкой нефти с содержанием серы 0,06%. Кроме того, согласно оценкам запасы сжиженного природного газа месторождения Найд оцениваются в 30 миллиардов баррелей. Добыча в открытом море включает в себя более 500 тыс. б/д Arabian Medium сырой нефти из Зулуфа и 270 тыс. б/д из Марьян, а также добычу тяжелой нефти из Сафаньи .

Нейтральная зона содержит около 5 миллиардов баррелей доказанных нефтяных запасов. В пределах нейтральной зоны совместная арабско – японская нефтяная компания традиционно курировала два месторождения в открытом море (Кхафджи и Хоут) с добычей в 300 тыс. б/д, но в феврале 2000 года они потеряли часть своих прав.

Тем не менее, в апреле 2000 года АНК (Арабская нефтяная компания) заявила, что достигла соглашения с «Арамко» - компанией – оператором со стороны стран Персидского Залива по разделению добычи нефти из Кафджи до 4 января 2003 года, когда концессия АНК на Кувейтской стороне нейтральной зоны исчерпает свой срок действия.

Саудовская Нейтральная зона в открытом море представляет особый для японцев нефтяной интерес, в котором 80 % дохода поступает в АНК и по 10% Саудовской Аравии и Кувейту Тем временем «Тэксако» курирует 3 месторождения (Вафра, Южный Фаварис и Южный Умм Гудаир) на шельфе в нейтральной зоне.

Саудовская Аравия заявила, что хочет, чтобы АНК и Япония увеличили инвестиции в Саудовскую Аравию (включая более 1 миллиарда вложений в дороги, соединяющие отдаленные районы нефтедобычи с экспортными терминалами), а так же закупки Саудовской нефти, как условие для получения разрешения на бурение в нейтральной зоне для АНК.

  Запасы нефти Канады (172.9 млрд баррелей)

Канада - крупный экспортёр нефти, с экспортной сетью равной 3.289 млн. баррелей в день. В настоящее время Канада является седьмым по величине производителем нефти. Ее опережают только Саудовская Аравия, Россия,США, Иран, Китай и Мексика. Почти весь экспортный поток направлен в Соединенные Штаты, и Канада сейчас является главным американским экспортером нефти.

В настоящий момент доказанные запасы нефти в Канаде являются вторыми по величине в мире. Они оцениваются в 178,9 млрд баррелей нефти (13.21% от мировых запасов). Это означает, что канадские запасы нефти огромны и уступают только Саудовской Аравии (с использованием текущих технологических оценок). Большая часть этих запасов (более чем 95%) относится к месторождениям нефтяных песков в Альберте, которые являются намного более труднодобываемыми, чем обычная нефть.

В Канаде существует семь нефтеносных регионов, также известных как «семь углеводородных регионов»:

- Западно-Канадский осадочный бассейн;

- Атлантический бассейн;

- Арктический кратонный бассейн;

- Арктический бассейн;

- Тихоокеанский бассейн;

- межгорный бассейн;

- Восточный кратонный бассейн.

Западно-Канадский осадочный бассейн, лежащий в основе большей части месторождений Альберты, части месторождений Саскачеван и Манитобы, северо-восточной части Британской Колумбии и юго-западной части Северо-Западных территорий, был основным источником сырой нефти в Канаде в течение последних пятидесяти лет. Провинция Альберта имеет самый высокий потенциал производства сырой нефти, следом идут Саскачеван и Ньюфаундленд и Лабрадор. Эти три региона экспортируют большую часть своей нефти в Соединенные Штаты.

При этом 40% всей производимой в Канаде обычной легкой сырой нефти добивается из бассейна Жанна д’Арк (Jeanne d'Arc) в провинции Ньюфаундленд и Лабрадор. В то же время 174 млрд баррелей канадской нефти (примерно 97% от всех запасов нефти) сосредоточено в нефтеносных песках в северной части провинции Альберта и на острове Мелвилл в канадской Арктике. В настоящее время около 40% запасов «традиционной» (не-битуминозной) канадской нефти уже выработано.

В провинциях Альберта и Саскачеван выработанными на сегодняшний день являются соответственно 70% и 45% от всех запасов «традиционной» нефти. Так как восполнение запасов в этих провинциях меньше добычи, происходит обращение к месторождениям «традиционной» нефти, расположенным в труднодоступных регионах канадского севера и нефтеносным пескам.

Доказанные запасы нефти в Канаде 95% нефтяных запасов Канады находятся в Альберте, большинство - в нефтеносных песках Северной Альберты. Нефтеносные пески (или битуминозные пески) являются одним из альтернативных источников нефти и представляют собой смесь битума,песка, воды и глины.

Битумы в свою очередь являются полутвёрдой субстанцией, которую невозможно выкачивать традиционными способами, поскольку при обычной температуре она не течёт. Это порождает множество проблем и особенностей канадской нефтяной индустрии. Нефтеносные пески распределены по 77 тыс. квадратных километров Северной Альберты в трех основных областях: в районе реки Пис-Ривер на северо-западе Альберты, Атабаска на северо-востоке Альберты и озера Колд-Лейк , расположенного юго-востоке от провинции Атабаска . Запасы нефтеносных песков - от 1,7 до 2500 млрд баррелей битума, из которых только 173 млрд баррелей может быть получено с помощью современных технологий.

  Запасы нефти Ирана (157.8 млрд баррелей)

Иран - второй крупнейший производитель нефти в ОПЕК. Его недра содержат 9 % всех мировых запасов нефти. Помимо этого Иран стоит на втором месте по объему запасов природного газа.

Нефтяные месторождения Ирана неравномерно распределены по территории страны. Основная часть нефтяных полей лежит в провинции Хузестан, в непосредственной близости от границы с Ираком, крупные объемы находятся под толщей вод Персидского залива, а в последние пять лет, несмотря на неурегулированность статуса, предпринимаются попытки по разведке сырья и в иранском секторе Каспийского моря.

Крупнейшими месторождениями, обеспечивающими львиную долю добычи нефти, являются:

- Ахваз-Бангестан (250 тыс. баррелей в сутки с перспективой роста добычи до 600 тыс. в течение ближайших семи лет, на что потребуется затратить до 2,5 млрд долларов);

- Марун;

- Гачсаран;

- Ага-Джари;

- Биби-Хакими.

Из месторождений, пока еще не вышедших на стадию промышленной добычи, крупнейшим является открытое в 1999 г. Азадеган (Хузестан), содержащее, по оценке, 24 млрд баррелей нефти и способное выдавать до 300-400 тыс. баррелей нефти в сутки. Обустройство Азадегана ведут Japex и Indonesia Petroleum, обе полностью принадлежащие Japan National Oil Co.

  Запасы нефти Ирака (150 млрд баррелей)

Ирак занимает пятое место в мире по доказанным запасам нефти, его недра содержат более 112 миллиардов баррелей нефти и 110 триллионов кубических футов природного газа. Вокруг Ирака фокусируются практически все вопросы, касающиеся безопасности в странах Персидского Залива.

Недра Ирака содержит около 112 миллиардов баррелей доказанных запасов нефти, что позволяет считать Ирак вторым в мире (после Саудовской Аравии) по данному показателю. Суммарные предполагаемые запасы в стране оцениваются в 220 миллиардов баррелей. Реальный сырьевой потенциал Ирака может быть гораздо больше, чем приведенные цифры, однако из-за многих лет войны и последующих за этим лет экономических санкций, недра страны пока недостаточно исследованы.

Глубоко залегающие нефтеносные формации, расположенные главным образом в районе Западной пустыни, могут содержать в себе большое количество дополнительных ресурсов (возможно, еще около 100 миллиардов баррелей), но они пока не разведаны. Цена добычи иракской нефти является одной из самых низких в мире, что делает эту страну привлекательной с точки зрения нефтедобычи.

Важно отметить, что инвестиций в нефтяную промышленность Ирака нет с 1990 года, Ирак практически не знаком с самыми последними исследованиями в области технологий нефтедобычи и геологоразведки (например, 3D сейсмикой), недостаточно снабжается запасными частями, и, к сожалению, использует устаревшие и вызывающие много вопросов технические решения (например, чрезмерное заводнение) для поддержания добычи нефти.

Есть некоторые доказательства и того, что Ирак мог погубить свои нефтяные пласты при использовании этих технологий и из-за длительного отсутствия необходимых инвестиций. Министр нефтяной промышленности Ирака Амир Рашид обратил внимание на то, что в начале 2002 года только на 24-х из 73-х иракских нефтяных месторождений производилась добыча нефти. Недавно нефтяная консалтинговая фирма Сайболт Интернейшнл предсказала ежегодное падение на возможно поврежденных иракских месторождениях на уровне от 5 до 15%.

Запасы нефти в Ираке очень сильно различаются по качеству, варьируя в диапазоне от 24o до 42o API (по оценке Американского Нефтяного Института). Вся нефть на экспорт поступает, в основном из двух крупнейших месторождений Румейла и Киркук. На месторождении Южная Румейла добывается нефть трех сортов: Басра обычная (34o API, содержание серы 2.1%), Басра средняя (30o API, содержание серы 2.6%), Басра тяжелая (22o-24o API, содержание серы 3.4%).

Северное месторождение Киркук было открыто в 1927 году, и здесь обычно добывалась нефть 37o API, содержащая 2% серы. Однако, по сообщениям за последние годы, качество нефти здесь значительно ухудшилось. Нефть, в настоящее время поступающая с Киркука, известна как «Фао Бленд», значительно тяжелее и более сернистая (27o API с 2.9% серы).

Доказанные запасы нефти в Ираке распределены неравномерно по территории страны. Фактически (по данным 1990 года — перед вторжением в Кувейт) около двух третей иракской нефти шло из южных месторождений Румейла, Зубаир и Нахр Умр. Другие крупные месторождения, такие как Майнун и Западная Курна, также расположены в южной части страны. Южный Ирак населен преимущественно шиитами, которые составляют большинство населения Ирака, но имеют незначительное влияние (Саддам Хусейн — суннит, из центрального иракского города Тиркит).

Шииты безуспешно пытались протестовать против решения Саддама Хусейна вступить в войну со странами Персидского залива в 1991 году, и хотя большая часть инфраструктуры юга (месторождения, нефтеперерабатывающие заводы, резервуары для хранения нефти, транспортная инфрастуктура) была разрушена в ходе войны в Персидском Заливе, в целом, нефтяной потенциал региона по-прежнему огромен.

  Запасы нефти России (103.2 млрд баррелей)

По данным газеты «Финансовые известия» от 16 декабря 2010 г., Россия занимает седьмое место в мире по доказанным запасам нефти, которые оцениваются более чем в 74 миллиарда баррелей (примерно 10 млрд тонн). Согласно документам, подготовленным к заседанию Совета безопасности РФ, запасы российской нефти выработаны более чем на 50 %, а текущий уровень добычи (около 500 млн т нефти в год) может продержаться в течение 20-30 лет, периодически увеличиваясь за счет ввода новых проектов и снижаясь из-за истощения старых месторождений.

Запасы нефти в России Запасы нефти изменяются за счёт:

- геологоразведочных работ (ГРР);

- списаний по статьям «разведка» и «переоценка»;

- прироста из-за переоценки, в том числе за счёт роста коэффициента извлечения нефти (КИН).

Нефтяные запасы в России Данные о приросте запасов нефти в России разнятся в разных источниках. Такая ситуация связана с тем, что существует несколько категорий запасов и причин их прироста: одни источники учитывают газовый конденсат, другие — нет, третьи источники приводят прирост запасов только за счёт ГРР и т. п. Начиная с 2006 года прирост запасов нефти в России устойчиво превышает объём её добычи.

  Запасы нефти Кувейта (101.5 млрд баррелей)

Доказанные запасы нефти Кувейта оцениваются в 96.5 миллиардов баррелей (включая нефть Нейтральной Зоны), что составляет 9% всех мировых нефтяных ресурсов. Наряду с Саудовской Аравией и Объединенными Арабскими Эмиратами, Кувейт остается одной из немногих стран - производителей нефти, обладающих огромным потенциалом наращивания добычи.

Доказанные запасы нефти Кувейта оцениваются в 96.5 миллиардов баррелей, что составляет более 9% всех мировых нефтяных ресурсов. Запасы Нейтральной Зоны, которую Кувейт делит с Саудовской Аравией, оцениваются в 5 миллиардов баррелей, половина которых принадлежит Кувейту. Большая часть запасов нефти Кувейта (70 миллиардов баррелей) находится в районе Грэйта Бурган, в который входят нефтяные структуры — Бурган, Магва и Ахмади.

Грэйт Бурган является вторым по величине в мире месторождением после месторождения Гавар в Саудовской Аравии, и нефть здесь добывается с 1938 года. Запасы таких крупных месторождений Кувейта, как Родхатейн, Сабрия и Минагиш оцениваются в 6 миллиардов, 3.8 миллиардов и 2 миллиарда баррелей нефти соответственно.

Разработка всех этих месторождениях осуществляется с 1950-ых годов. Здесь добывают сырую нефть 30о-36о API. Запасы месторождения Южная Магва, разведанного в 1984 году, по оценкам специалистов составляют по крайней мере 25 миллиардов баррелей легкой сырой нефти 35o-40o API. В ноябре 2000 года Кувейт объявил об открытии месторождения Сабирьях, содержащего значительные запасы легкой сырой нефти.

Другое Кувейтское месторождение — Ратка — являлось предметом спора. Одни считали, что Ратка — это изолированное месторождение, в действительности оно является южным продолжением супергигантского месторождения Румейла в Ираке. За несколько недель до вторжения Ирака в Кувейт в августе 1990 года, Ирак обвинил Кувейт в краже нефти из месторождения Румейла на миллиарды долларов, и отказался вести переговоры как о совместной разработке месторождений Ратка и Южной Румейла, так и о разработке по принципу соглашения о разделе продукции.

После войны в Заливе в 1991 году группа наблюдателей Организации Объединенных Наций установила границы между Ираком и Кувейтом. При этом было оставлено 11 имеющихся на Ратке скважин в пределах Кувейтской территории. Несмотря на это, в сентябре 2000 Ирак возобновил обвинения против Кувейта о «краже» нефти. Ирак утверждал, что Кувейт использовал горизонтальное бурение в пограничной области, что привело к потере Ираком до $3 миллиардов нефтяных долларов в год. Кувейт обвинения отверг.

Нефтяная Корпорация (KНК) провела сейсмическую разведку на самом большом острове Бабийян вблизи Ирака. В настоящее время обрабатываются полученные данные, планируется начать разведочное бурение.

  Запасы нефти ОАЭ (97.8 млрд баррелей)

ОАЭ являются седьмым по величине обладателем достоверных запасов нефти на Ближнем Востоке, а также занимают пятое место в мире по наличию достоверных запасов газа.

Объединенные Арабские Эмираты (ОАЭ) являются важным производителем нефти и имеют в наличии самые большие достоверные запасы нефти на Ближнем Востоке. ОАЭ являются членом Организации стран экспортеров нефти (ОПЕК) с 1967 г. Эмират Абу Даби является центром нефтяной и газовой промышленности страны, за ним следует Дубай, Шарджа и Рас ал Хаймах. В 2004 г. на природный газ страны пришлось 64 процента общего потребления энергии страны, оставшие 36 – были покрыты нефтью.

Эмират Абу Даби Согласно журналу «Добыча нефти и газа» (ДНГ), достоверные запасы нефти ОАЭ на 1 января 2007 г. составили 97.6 миллиардов баррелей. Список эмиратов, в этом плане, выглядит следующим образом: Абу Даби лидирует, имея 92.2 миллиарда баррелей, за ним следует Дубай – 4 миллиарда баррелей, затем Шарджа – 1.5 миллиарда баррелей и, наконец, Рас ал Хаймах – 500 миллионов баррелей.

ОАЭ находятся на пятом месте по достоверным запасам нефти в своем регионе. Сырая нефть ОАЭ является дорогой, т.к. по сравнению с другими производителями нефти на Ближнем Востоке, она не имеет активных соединений серы и является достаточно легкой. Плотность нефти в градусах Американского Нефтяного Института равна от 34 до 36.8 градусов на промысле Закум и- до 40.4 градусов в Мурбане.

  Запасы нефти США (48.5 млрд баррелей)

Разведанные запасы нефти к 2008 году оцениваются в 19,1 млрд баррелей. В день на территории США добывается около 4,9 млн баррелей нефти, а потребляется около 20 млн баррелей. Нефть — ключевой источник энергии для США. В настоящее время она обеспечивает около 40 % общей потребности в энергии. В Министерстве энергетики Соединенных Штатов существует подразделение по управлению минеральными энергетическими ресурсами, в компетенцию которого входят важнейшие вопросы, касающиеся нефти — готовность реагировать на нарушения поставок и поддержание работы американских месторождений.

На случай, если США столкнутся с проблемами в добыче или перебоями в поставках нефти существует так называемый стратегический нефтяной резерв, созданный после нефтяного кризиса 1973—1974 годов, который в настоящее время составляет примерно 727 млн баррелей нефти. Сейчас запасов стратегического нефтяного резерва хватает на 90 дней.

Доказанные запасы «черного золота» в США составляют более 44 миллиардов баррелей нефти, что на 26% больше, чем данные, которые были опубликованы в прошлом отчете британской компании ВР. Также данная цифра превышает и оценки Агентства по энергетической информации США. По информации этой организации запасы нефти Америки составляют 33,4 миллиарда баррелей. Видимо, сланцевый бум все же оправдал все ожидания и дает свои результаты.

Источники нефти США состоят из формации Bakken, Eagle Ford, а также месторождения в Западном Техасе. Их извлекаемые запасы оцениваются компанией ВР в 75 миллиардов баррелей.

Однако существует вероятность, что месторождения Eagle Ford, а также Bakken обладают меньшими объемами запасов, чем считалось совсем недавно. При этом свою оценку изменила EOG Resources, которая работает на Eagle Ford. Она увеличила оценку запасов на данном месторождении. По последним данным Motley Fool объем извлекаемых запасов нефти составляет 3,2 миллиарда баррелей. Нефтяные запасы в США

  Запасы нефти Ливии (48.4 млрд баррелей)

В стране выявлено 86 нефтяных и 8 газовых месторождений внефтегазоносных областях Хамра на западе и Сирт на востоке. Нефтегазоносная область Хамра приурочена к восточной части Алжиро-Ливийского бассейна, выполненного палеозойскими преимущественно терригенными морскими и континентальными отложениями мощностью до 4 км, перекрытыми на севере песчано-глинистыми и известковистыми отложениями (до 2 км) мезозойского возраста. Здесь в отложениях ордовика-нижнего триаса выявлено 35 нефтяных и газовых месторождений. Коллекторы высокой пористости(18-25%). Наиболее крупные месторождения - Хамра, Эмгает. Нефти лёгкие (до 840 кг/м3), малосернистые.

В нефтегазоносной области Сирт, входящей в Caxapo-Средиземноморский нефтегазоносный бассейн, продуктивны песчаники кембрия-ордовика, доломиты и рифогенные известняки верхнего мела, известняки и рифогенные известняки палеоцена — эоцена (до 12 горизонтов). Месторождения связаны с пологими брахиантиклиналями. Залежи пластовые сводовые (в известняках массивные), в основном на глубине 900-2500 м.

Выявлено 80 месторождений, в т.ч. гигантское месторождение Серир и крупнейшие (с извлекаемыми запасами свыше 100 млн. т) месторождения нефти Амаль, Нафура, Рагуба, Интисар, Наcep (Зельтен), Бахи, Baxa, Самах, Дефа и др., а также месторождение газа Хатейба (339 млрд. м3). Нефти лёгкие и средние (до 860 кг/м3).

Разрабатываемые нефтяные месторождения Ливии сосредоточены в двух основных районах. Наиболее крупные месторождения находятся в пределах сравнительно небольшой зоны к югу и юго-востоку от залива Большой Сирт. Вторая группа месторождений расположена в западной части страны, граничащей с Алжиром и Тунисом.

К 1979 разрабатывалось 48 месторождений, на которых насчитывалось 1095 эксплуатационных скважин, в том числе 357 фонтанирующих, 486 насосных и 252 нагнетательные. Среднесуточный дебит одной скважины от 200 до 2000 т нефти. Глубина залегания продуктивных горизонтов от 1500 до 3000 м.

  Запасы нефти Нигерии (37.1 млрд баррелей)

С 1971 года Нигерия является членом ОПЕК. В 2007 году занимала 8-е место по экспорту нефти в мире. В 2008 году добыча нефти составила около 2,17 млн баррелей в день. Квота Нигерии в ОПЕК составляет 2,224 млн баррелей в день. Нигерия ежедневно производит около 572 тыс. баррелей нефтепродуктов, из них на экспорт идут около 67 тыс. баррелей.

Доказанные запасы нефти, по разным данным, оцениваются от 25 млрд до 36 млрд баррелей. 65 % добываемой нефти - это лёгкие сорта с низким содержанием серы. Основные экспортные сорта - Bonny Light и Forcados.

Нефтедобычей занимаются совместные предприятия Национальной нефтяной компании Нигерии (Nigerian National Petroleum Company, NNPC) и транснациональных корпораций Shell (контролирует до 52 % добычи) , ExxonMobil, Сhevron, ConocoPhillips, Eni, Total и Addax. Логотип Nigerian National Petroleum Company По доказанным запасам нефти и газа Нигерия занимает 2-е место в Африке (1985).

На начало 80-х гг. в Нигерии открыто 280 нефтяных и нефтегазовых месторождений и 5 газовых месторождений, входящих в Гвинейского залива нефтегазоносный бассейн. В основном месторождения мелкие, лишь 11 месторождений имеют начальные запасы свыше 50 млн. т (Бому, Имо-Ривер, Окан, Мерен, Оломоро, Дельта, Дельта-Саут, Экпе, Убит, Йокри и др.). Месторождения многопластовые, глубина залегания продуктивных пластов на суше 1500- 2000 м, на шельфе — 2500-3600 м. Коллекторы нефти и газа - главным оброзом горизонтымиоценовых песчаников свиты агбада (пористость 40%), в меньшей степени - песчаники свиты бенин. Ловушки структурного типа, а также тектонически экранированные. Многие месторождения нефти имеютгазовые шапки. Нефти малосернистые, с высоким содержанием парафина, плотность 832-920 кг/м3.

  Запасы нефти Казахстан (30 млрд баррелей)

На начало 2009 года объём доказанных запасов нефти по данным BP составлял 39,6 млрд баррелей или 6,5 млрд тонн , что составляет 3,2 % от мирового запаса нефти. Прогнозные запасы нефти только по месторождениям, расположенным в казахстанском секторе Каспийского моря, составляют более 17 млрд тонн . Основные нефтедобывающие компании Казахстана — НК Казмунайгаз, Тенгизшевройл, CNPC-Актобемунайгаз, Карачаганак Петролиум Оперейтинг, и другие.

Казахстан делится на 5 нефтегазоносные провинции:

1. Прикаспийская НГП — находится в западной части страны, за горами Мугоджары. Провинция относится к платформенному типу палеозойский чехол и протерозойский фундамент.

2. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция — находится в северной и северо-восточной части Казахстана выше Кокшетауских гор. Провинция относится платформенному типу мезозойский чехол и палеозойский фундамент.

3. Северо-Кавказско-Мангышлакская НГП — находится в юго-западной части Казахстана, на полуострове Мангистау и протягивается по Кавказу и до Черного моря. Провинция относится платформенному типу мезозойский чехол и палеозойский фундамент.

4. Туранская НГП — протягивается с севера на юг, от Российской границы до Узбекистанской границы, между Мугоджари Казахским мелкосопочником. Провинция относится платформенному типу мезозойский чехол и палеозойский фундамент.

5. Тянь-Шань-Памирская НГП — находится в восточной части Казахстана за Тургайским прогибом, многие области находятся между горами и до гор. Провинция относится геосинклинального типу разные чехлов и фундаментов.

Нефтегазовые структуры Казахстана

Северная часть Каспийского моря

- Жамбай Южный морской

- Курмангазы

- Жамбыл

- Абай

- Каражанбас-море

- ДарханЖемчужина

- Тюб-караган

- Сатпаев

- Исатай

- Толкын

Средняя часть Каспийского моря

- Аташский

- Нурсултан

- Астана

- Ракушенное-море

- Аль-Фараби

- Акмола

- Адай

Аральское море

- Западный

- Куланды

- Восточный Куланды

Нефтяные компании на территории Казахстанамногочисленны — от крупных транснациональных корпораций до мелких частных компаний. Один из крупных считается НККазмунайгаз,Тенгизшевройл, CNPC-Актюбемунайгаз, Карачаганак Петролиум Оперейтинг и другие

  Запасы нефти Катар (25.7 млрд баррелей)

Добыча нефти и газа дают более 50 % ВВП, 85 % стоимости экспорта и 70 % доходной части государственного бюджета. Нефть и газ сделали Катар первой страной в мире по ВВП на душу населения. Сейчас экономическая политика Катара сфокусирована на стремлении увеличить частные и иностранные инвестиции в неэнергетический сектор.

Развита нефтеперерабатывающая, нефтехимическая, химическая, металлургическая промышленность . В северной части Катара расположено гигантское нефтегазоконденсатное месторождение North или Северное.

I – Газа; II – Басра-Кувейтский; III – Севера Персидского залива; IV – Юга Персидского залива

Газовое месторождение Северное (южная часть единой структуры Северное-Южный Парс) приурочено к юго-западной части нефтегазоносного бассейна (НГБ) Персидского залива, располагающегося в зоне сочленения древней Аравийской платформы и Альпийского складчато-надвигового пояса . НГБ Персидского залива, находясь на территории сразу нескольких стран (ОАЭ, Саудовская Аравия, Катар, Ирак, Иран и др.), является крупнейшей в мире областью нефтегазонакопления.

Структурные ограничения бассейна на севере и востоке – складчатые сооружения альпид (горы Тавр, Загрос), на юге – плато Хадрамаут, на юго-западе – выступ Нубийско-Аравийского щита, на западе – складчатая зоной Пальмирид.

Экспорт в 2008 году — 55 млрд долл.: сжиженный газ, нефтепродукты, удобрения, сталь.

Основные покупатели — Япония 40,8 %, Южная Корея 16,3 %, Сингапур 11,8 %, Таиланд 4,6 %, Индия 4,4 %.

Импорт в 2008 году — 21,2 млрд долл.: машины и оборудование, транспортные средства, продовольствие, химические продукты.

Основные поставщики — США 12,3 %, Германия 9,2 %, Италия 9,1 %, Япония 8,1 %, Франция 6,3 %.

В рейтинге, составленном американским изданием Forbes , Катар занял первую строчку по показателю «средний доход на душу населения», который составил 88222 USD.

  Запасы нефти Китая (18.5 млрд баррелей)

Важным источником энергоресурсов является нефть. По запасам нефти Китаю принадлежит заметное место среди стран Центральной, Восточной и Юго-Восточной Азии. Месторождения нефти обнаружены в различных районах, но наиболее значительны они в Северо-Восточном Китае (равнина Сунгари-Нонни), прибрежных территориях и шельфе Северного Китая, а также в некоторых внутренних районах — Джунгарской котловине,Сычуани.

Собственная добыча КНР составила 208 млн тонн в 2013 году . Ещё 269 млн тонн нефти Китай импортировал в 2013 году . В Китае отсутствует ресурсная база, которая могла бы позволить рассчитывать на увеличение добычи нефти, что приводит к постепенному увеличению зависимости от импорта.

Вероятно поэтому в 2000 - 2010 годах доля нефти в общем объеме потребленной энергии снизилась с 20,2 % до 17,6 % . Учитывая продолжающийся экономический рост, по прогнозам китайских специалистов, к 2020 году потребность страны в импорте нефти достигнет 450 млн тонн. К 2025 году по прогнозам объём потребления нефти в КНР составит 710 млн тонн в год.

В стране весьма велики залежи сланца, из которого можно добывать сланцевый газ . В 2015 году Китай планирует добыть 6,5 млрд кубометров сланцевого газа. Общий объём производства природного газа в стране вырастет на 6 % с текущего уровня. К 2020 году в планах выйти на уровень добычи в диапазоне от 60 млрд до 100 млрд кубометров сланцевого газа ежегодно.

Особенностью КНР является то, что почти всю добычу углеводородов в стране контролируют три государственные корпорации (China National Petroleum Corporation, Sinopec Group, China National Offshore Oil Corporation), которые в 2013 году добыли 98,7 % нефти и 97,8 % природного газа Поднебесной[42]. Среди этой тройки выделялась в 2013 году Синопек, которая добыла 64,7 % нефти и 75,8 % природного газа КНР.

Нефтяные компании Китая, такие как Sinopec, ищут возможность доступа к месторождениям нефти и газа за пределами КНР, например в России, Казахстане, странах Африки и Латинской Америки.

  Запасы нефти Бразилии (16.2 млрд баррелей)

По доказанным запасам нефти Бразилия занимает 15-е место в мире. На суше запасы нефти имеются в восьми штатах, но только в трёх из них: Риу-Гранди-ду-Норти, Сержипи и Баия – они превышают 20 млн т. Морские месторождения открыты на акватории девяти штатов; наиболее значительные запасы приурочены к континентальным шельфам штатов Рио-де-Жанейро (90,7%), Эспириту-Санту и Риу-Гранди-ду-Норти. К упомянутым выше запасам надо присоединить ещё 186 млн т, открытых в разведываемых месторождениях – это запасы, ещё официально не утверждённые ANP.

Ресурсы нефти (точнее, сумма предварительно оцененных запасов и перспективных ресурсов) оцениваются ANP в 750 млн т, из которых 673,5 млн т (почти 90%) приходится на морские месторождения. Вместе с конденсатом эти ресурсы достигают 2490 млн т, из них 2275 млн т прогнозируются в океанской акватории.

Предварительно оцененные запасы и перспективные ресурсы подсчитаны преимущественно для известных НГБ. В данных официального государственного издания «Boletim Annual de Reservas» практически не учитываются ресурсы таких перспективных структур, как НГБ Маражо и Среднеамазонский НГБ.

Большая часть запасов нефти в Бразилии открыта относительно недавно: более 59% текущих доказанных запасов выявлено после 1990 г. С учётом же объёмов добычи прирост запасов за 2001-2007 гг. составил около 1080 млн т.

В Бразилии обычно выделяется 17 нефтегазоносных бассейнов (НГБ). По современным представлениям, наибольший интерес представляют три НГБ, расположенные целиком или большей частью в акватории Атлантического океана:

- Кампос;

- Сантус;

- Эспириту-Санту.

Надо отметить, что понятие «шельф» к этой акватории в целом неприменимо. Бразилия является одним из лидеров разведки и добычи нефти на материковом склоне и континентальном подножии. Плавучие буровые платформы (FPSO – комплексные суда для добычи, складирования и транспортировки нефти) устанавливаются на глубинах океана, превышающих 2000 м.

НГБ Кампус, основной для страны, расположен у побережья штатов Рио-де-Жанейро и Эспириту-Санту.

Площадь бассейна – 115,8 тыс.кв.км. Начальные извлекаемые запасы нефти составляют 2,8 млрд т, текущие (2007 г.) – 1,6 млрд т. Бoльшая часть оставшихся запасов сосредоточена в глубокозалегающем подсолевом комплексе. Первое нефтяное месторождение (Гарупа) открыто в 1974 г., разведка на глубинах океана более 1500 м ведётся с 1984 г. Промышленная добыча нефти осуществляется с 1977 г. (месторождение Эншова). К началу 2007 г. в бассейне открыто 50 нефтяных и пять газовых месторождений, 48 из них разрабатываются.

Самые крупные месторождения: Албакора, Марлин, Марлин-Сул, Ронкадор – находятся в глубоководной части НГБ. В последнее пятилетие месторождения открывались в районах океана с глубиной более 2600 м. Нефтеносны преимущественно отложения мелового-неогенового возраста: трещиноватые базальты неокома, барремские ракушечные известняки, альбские калькарениты, кремнистые обломочные породы альба–раннего миоцена. Подсолевой комплекс, залегающий на глубинах 5000-7000 м от дна океана, практически не исследован, однако запасы углеводородов в нём оцениваются в половину от текущих запасов НГБ. Большинство месторождений связано с олигоценовыми турбидитами формации Кампос мощностью 30-100 м. Месторождения лёгкой нефти обнаружены на глубинах 1000-4862 м. Кроме того, обнаружены залежи тяжёлой (0,950-0,975 г/куб.см) высоковязкой (до 500 сП в пластовых условиях) нефти. Их начальные извлекаемые запасы оцениваются в 0,6-2,5 млрд т. Они связаны с песчаниками и турбидитами, залегающими не глубже 1000 м от дна океана.

Расположенный южнее НГБ Сантус крупнее бассейна Кампус (площадь 352 тыс.кв.км, из них 201 тыс.кв.км – в акватории с глубинами океана 400-3000 м), но пока исследован значительно хуже. Так, к концу 2007 г. здесь пробурено всего 115 разведочных скважин, тогда как в НГБ Кампус число таких скважин превысило 1100. До 2007 г. в НГБ Сантус открыто всего несколько месторождений (в том числе гигантских Тупи, Жупитер и Пан-ду-Асукар, или Кариока-Сугарлоаф), запасы которых не прошли стадию утверждения. Тем не менее потенциал НГБ велик: максимальная мощность мезо-кайнозойского осадочного чехла достигает 8 км. Нефтеносность связана с песчаниками мелового возраста. Кроме того, нельзя сбрасывать со счетов и подсолевой комплекс.

НГБ Эспириту-Санту сравним по размерам с Кампусом, но здесь преобладают газоносные отложения.

Малоисследованными остаются крупные бассейны Амазонии – НГБ дельты Амазонки и Среднеамазонский (Солимойнс). Их прогнозные ресурсы нефти оцениваются соответственно в 2000 и 470 млн т, однако пока в обоих НГБ открыты только мелкие месторождения.

Основные перспективы обнаружения крупных нефтяных месторождений в Бразилии, на наш взгляд, связаны именно с амазонскими НГБ и морским НГБ Сантус.

В Бразилии открыто более четырехсот нефтяных месторождений. Разрабатываемые месторождения расположены в НГБ Кампус, кроме газоконденсатного месторождения Мерлуза, находящегося в НГБ Сантус, и месторождений Уруку (Среднеамазонский НГБ) и Миранга (НГБ Реконкаву).

  Запасы нефти Анголы (12.7 млрд баррелей)

По запасам нефти Ангола занимает 6-е место в Африке. Месторождения нефти и газа расположены в прибрежной зоне, преимущественно на шельфе, в пределах Нижнеконголезской (около 30 месторождений) и Кванза (около 10 месторождений) впадин Кванза-Камерунского бассейна (месторождения группы Малонго, Кинкила, Северная Кенкела). В пределах Нижнеконголезской впадины нефтегазоносны отложения в основном сенона — турона и сеномана — альба, во впадине Кванза также отложения эоцена и миоцена. По-видимому, вся прибрежная зона перспективна на нефть.

Добыча нефти в стране началась со 2-й половины 50-х гг. В 1980 достигнут уровень добычи 7 млн. т, нефтяного газа — 0,3 млрд. м3. Нефтяная отрасль контролируется государственной компанией "Sonangol".

Кроме неё в стране действуют филиалы крупных иностранных компаний: "Gulf Oil", "Texaсо", "Shell", "Mobil", "Petrangol" ("Petrole d'Angol") и др. Иностранные монополии выступают партнёрами в смешанных компаниях, в которых контрольный пакет акций принадлежит "Sonangol". Крупнейшие компании такого рода: "Cabinda Gulf Oil", в которой "Sonangol" владеет 51 % акционерного капитала и "Gulf Oil" — 49%; смешанная компания "Sonangol" и "Petrangol". Основной район добычи — шельфовые месторождения провинции Кабинда (67% общего объёма в 1980).

Продукцию получают также в Банзе-Конго (32%) и Кванзе (1 %). В провинции Кабинда нефть поступает с 8 месторождений, освоенных в 1966-79, наиболее крупные — Северное и Южное Малонго (мощность нефтепромыслов на каждом по 1,4 млн. т). В Банзе-Конго эксплуатируется около 10 месторождений, крупнейшее — Кинкила (0,45 млн. т). Продолжается освоение прибрежной акватории на основе контрактов с иностранными компаниями США, Франции, Италии, СФРЮ, Бразилии, Канады. В 1980 пробурены 24скважины: 16 дали нефть, 2 — газ. Добыча составила 19 тысяч т в сутки. Всего в стране насчитывается 188 действующих скважин, в т.ч. 77 фонтанирующих. Переработка нефти в основном производится на нефтеперерабатывающем заводе (НПЗ) годовой производственной мощностью 1,5 млн. т, построенном в г. Луанда в 1958.

К 1985 предполагается увеличение его мощности до 4 млн. т. Небольшой НПЗ (мощность 140 тысяч т в год) действует также в провинции Кабинда. Более 80% добытой нефти экспортируется главным образом в США.

Дальнейшее развитие нефтяной промышленности связано с освоением новых месторождений в районе Кабинда и в устье реки Кабинда. К 1985 намечается увеличить добычу до 20 млн. т.

  Запасы нефти Алжира (12.2 млрд баррелей)

По запасам нефти Алжир занимает 3-е место в Африке. На территории Алжира известны 183 месторождения нефти и газа, приуроченные к Алжиро-Ливийскому нефтегазоносному бассейну.

Большей частью месторождения находятся на северо-востоке Сахарской области. Крупнейшее месторождение нефти — Хасси-Месауд локализовано в песчаниках кембрии-ордовика. Значительными запасами обладают месторождения Зарзаитин, Хасси-Туиль, Хасси-эль-Агреб, Тин-Фуе, Гурд-эль-Багель и др.

Нефтепроводы Алжира:

1. Hassi Messaoud- Arzew – 500 миль, 470,000 баррелей в день.

2. Hassi – Bejaia – 410 миль, 370,000 баррелей в день.

3. Hassi Messaoud – Skikda – 400 миль, 520,000 баррелей в день.

4. In Amenas - Hassi Messaoud – 390 миль, 390,000 баррелей в день.

5. Hassi Berkine - Hassi Messaoud – 180 миль, 110,000 баррелей в день.

6. El Borma – Mesdar – 170 миль, 55,000 баррелей в день.

7. B. Mansour – Algiers – 80 миль, 77,000 баррелей в день.

8. Mesdar - Hassi Messaoud – 70 миль, 26,000 баррелей в день.

Ведущая отрасль горной промышленности — нефтегазодобывающая (более 90% стоимости всей продукции горнодобывающей отрасли); обеспечивает большую часть валютных поступлений. В 1981 на долю нефти и газа приходилось 96% стоимости экспорта страны, который составил 62 млрд. алжирских динаров. В горнодобывающей промышленности государственный сектор играет ведущую роль. В нефтегазовой промышленности монопольную позицию занимает государственная компания "SONATRACH".

Под контроль компании взяты запасы и добыча нефти и газа, все магистральные нефте- и газопроводы, заводы по сжижению газа и переработке нефти. Общее количество персонала, занятого в нефтегазовой промышленности, около 36 тысяч человек (1980). Правительство Алжира содействует развитию нефтегазовой промышленности путём объединения с иностранным капиталом (до 49%) при сохранении 51% акций у "SONATRACH".

Добычу, а такжеразведку на нефть и газ компания проводит в Сахаре совместно с французскими фирмами "Total", "Compagnie Franзaise de Pйtrole", "Compagnie de Recherches et d'Activitйs Pйtroliиres", компаниями США ("Getty Oil Co."), Испании ("Hispanoil"), ФРГ ("Deminex"), ПНР ("Copex") и Бразилии ("Petrobras").

Впервые в стране разведочные работы на нефть начались в северных районах в 1875, добыча в незначительных масштабах — в 1913. Открытие в 1956 крупных нефтяных месторождений в районе Сахары послужило основой быстрого развития нефтедобывающей отрасли (промышленная добыча началась в 1958).

Этому способствовал также ввод в эксплуатацию в 1960 нефтепроводовХасси-Месауд — Беджаия и Эджеле — Сехира (Тунис) с пропускной способностью по 14 млн. т в год каждый. Алжирская нефтяная промышленность частично национализирована в 1971. Под контролем "SONATRACH" находится 77% добычи нефти (1981). В 1981 по уровню этого показателя Алжир занимал 14-е место среди промышленно развитых капиталистических и развивающихся стран и 3-е — среди стран Африки (после Ливии и Нигерии).

Основные районы добычи — нефтяные месторождения Хауд-Беркауи, Хасси-Месауд, Эль-Хасси, Хасси-эль-Агреб, Гурд-эль-Багель. Продукция поступает также с нефтегазовых месторождений Хасси-Туиль, Гурд-Hyc, Незла. В 1981 число действующих нефтяных скважин составило 1050. Нефть лёгкая, малосернистая. Большую часть сырья (до 70%) Алжир экспортирует (в основном в страны Западной Европы).

Важнейшие порты отгрузки — Арзев и Скикда. Крупные нефтепроводы: Ассакай-фаф — Сехира (Тунис), Хасси-Месауд — Беджаия, Хасси-Месауд — Арзев, Месдар — Скикда и др. Общая длина всех нефтепроводов свыше 4,5 тысяч км (1980).

Мощности нефтеперерабатывающей промышленности Алжира рассчитаны на обеспечение потребностей внутреннего рынка. В начале 80-х гг. в Алжире действовало 5 нефтеперерабатывающих заводов общей годовой производственной мощностью 21 млн. т. В стране взят курс на экономию собственных нефтяных ресурсов и их рациональное использование (в 1979 объём добычи снизился на 10%, в 1980 — на 15%); к 1990 предполагается также частичная замена экспорта нефти экспортом нефтепродуктов. Активизируются поисково-разведочные работы. В 1980-1981 заключено около 20 соглашений с иностранными компаниями (Франция, Италия, США, ФРГ, Бразилия, СФРЮ). В 1980 пробурено 249 скважин (76 дали нефть, 96 — газ).

  Запасы нефти Мексики (11.1 млрд баррелей)

Нефтяная промышленность является ведущей отраслью мексиканской экономики и важнейшим фактором внутриполитической борьбы.

Иностранные нефтяные предприятия, осуществлявшие более 90 % нефтедобычи в стране, были национализированы в 1938, в результате чего вся отрасль оказалась монополизирована в рамках государственной компании Petroleos Mexicanos (Pemex).

Национализация способствовала развитию нефтепереработки в стране — в течение 1950—1960-х гг. мощности нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) увеличились настолько, что смогли полностью обеспечить страну нефтью и продукцией базовой нефтехимии.

В середине 1970-х были открыты новые нефтегазовые месторождения, в результате чего Мексика стала одной из крупнейших нефтяных держав. Нефтяная промышленность представляла собой самый динамичный сектор экономики и важнейший источник валютных поступлений. В 1981 доходы от нефтяного экспорта составили $14 млрд, или 72 % стоимости всего мексиканского экспорта.

Государство осуществляло регулирование внутренних цен на нефть, что способствовало развитию экономики и росту доходов населения.

В то же время недостающие средства на осуществление широкомасштабных проектов, финансирование нерентабельных государственных предприятий, импорт оборудования и предметов роскоши поступали в страну в виде внешних кредитов.

В результате внешний долг Мексики в начале 1980-х приблизился к уровню $90 млрд, а стоимость его ежегодного обслуживания достигла почти $20 млрд. Резкое снижение мировых цен на энергоносители в 1980-е гг. превратили Мексику в крупнейшего должника, и уже в августе 1982 Мексика объявила дефолт по внешним долгам.

Долговой кризис вынудил мексиканские власти отказаться от модели государственного капитализма и пойти на экономические реформы, в основе которых лежала приватизация.

Практически все государственные предприятия были приватизированы, причём многие из них перешли в иностранную собственность.

В нефтяном секторе приватизации подверглась в первую очередь нефтепереработка.

Что же касается госкомпании Pemex, то практически все её доходы стали изыматься в федеральный бюджет, что привело к существенному сокращению капиталовложений в разработку и приобретение современных технологий и, как следствие, резкому уменьшению выпуска нефтепродуктов и нефтехимической продукции, их дефициту и стремительному росту импорта — в частности, это коснулось высокооктанового бензина.

С избранием в 2000 президента Висенте Фокса усилилась эксплуатация существующих нефтяных месторождений.

Увеличение нефтедобычи до рекордного уровня 3,4 млн баррелейв день (2003) и недостаточные объёмы нефтеразведки привели к снижению доказанных запасов нефти до 18 млрд баррелей. При сохранении существующего положения в нефтяной отрасли доказанных запасов нефти может хватить лишь примерно на 10 лет.

В связи с этим, всё более настойчивыми становятся призывы приватизировать Pemex и таким образом привлечь частный капитал ради её спасения.

По добыче нефти Мексика занимает третье место в Западном полушарии и седьмое в мире. Мексиканская компания Petroleos Mexicanos (Pemex) принадлежит государству и является одной из крупнейших нефтедобывающих компаний в мире. В среднем, в Мексике добывалось 3 млн баррелей в день в 2009 году, что ниже показателей 2008 года — 3.18 млн баррелей в день .

Уже в ближайшем будущем произойдет снижение производства нефти. По данным МЭА, добыча упадет на 400 тыс. баррелей нефти в день уже в 2011 году, в первую очередь, из-за истощения месторождения Кантарель. А уже к 2015 году Мексика может стать импортером нефти, к 2035 году уровень добычи составит 1.7 млн баррелей в день, а уровень импорта составит 1.3 млн баррелей в день . Это окажет значительное влияние на внутреннюю экономическую ситуацию в Мексике и потребует поиска новых источников дохода.

  Запасы нефти Эквадора (8.0 млрд баррелей)

Экономика Эквадора базируется на добыче и экспорте нефти, дающей более половины доходов от экспорта страны.

Первое нефтяное месторождение в долине Амазонки Орьенте, было открыто в 1967 американским консорциумом Texaco — Gulf Oil.

С резким ростом цен на нефть в 1970-е годы преимущества Эквадора — выход к океану и близость к американскому рынку — позволили резко увеличить доходы государства — с $43 млн в 1971 до $350 млн в 1974. Доходы от нефти позволяли вести борьбу с бедностью и одновременно развивать промышленность.

Обвал цен на нефть в 1998 вызвал финансовый кризис. В 1999Эквадор объявил дефолт по внешним долгам. Для спасения экономики Эквадор обратился за помощью к МВФ, а в начале 2000 американский доллар заменил сукре в качестве национальной валюты.

Кризис привел к росту бедности. Доля населения, имеющего доходы ниже прожиточного минимума, достигла 70 %.При этом в рамках соглашений с МВФ практически все доходы от нефти стали идти на погашение внешнего долга.

Добытая на месторождении Орьенте нефть поступает по трансандскому нефтепроводу в порт Эсмеральдас и на расположенные поблизости нефтеочистительные заводы.

  Запасы нефти Азербайджана (16.2 млрд баррелей)

Доказанные и прогнозные запасы углеводородов азербайджанского сектора Каспия огромны. Так по официальным данным, в 1996-1998 гг. добыча составляла 9,1 млн. тонн, в 2001 г. - 14,9 млн. тонн, в 2002 г. - 15,3 млн. тонн, в 2005 году объем добычи составил 22,2 млн. тонн. В 2007 г. добыта более 42 млн.т. нефти.

Ежегодно Государственная нефтяная компания добывает порядка 9 млн. тонн нефти за счет собственных средств. Так, к примеру, Азербайджан намерен в 1,5 раза увеличить добычу нефти на «Нефтяных камнях», планируя довести ее с 821 тыс.т. до 1,2 млн.т.

В связи с ростом добычи сырья определяющую роль в реализации национальной нефтяной стратегии стала играть трубопроводная политика Азербайджана. Специфика каспийского региона состоит в том, что стоимость добычи и транспортировки обходится гораздо дороже, чем, предположим, в странах Персидского залива, но дешевле, чем в Сибири. Наибольшую сложность представляет именно транспортировка сырья из региона не только в силу географического положения, но даже в большей степени в силу политических факторов.

Сегодня азербайджанская нефть транспортируется по азербайджано-российскому нефтепроводу Баку-Новороссийск с выходом в Черное море и азербайджано-грузинскому трубопроводу Баку-Супса, связывающему Каспий с Черным морем по территории Грузии. Нефть транспортируется и по системе Баку-Тбилиси-Джейхан, которая во многом стал результатом усилий американской и турецкой администраций, нашедших отражение в Анкарской декларации 1998 г.

  Запасы нефти Норвегии (6.5 млрд баррелей)

По запасам нефти страна занимает 1-е, а природного газа — 2-е место среди стран Европы (2000). Большая часть месторождений приурочено к отложениям палеогена и юры Северного моря (грабены Вайкинг и Центральный). Крупнейшие по запасам месторождения: Статфьорд (317 млн т), Тролль (50 млн т нефти и 1287 млрд м 3 газа), Озеберг (145 млн т нефти и 60 млрд м³ газа), Фригг (225 млрд м³).

По оценкам 1997 года, в норвежском секторе Северного моря промышленные запасы нефти оценивались в 1,5 млрд т, а газа — в 765 млрд м³. Таким образом, здесь сосредоточено 3/4 общих запасов и месторождений нефти в Западной Европе. По запасам нефти Норвегия в конце ХХ в. вышла на 11-е место в мире. В норвежском секторе Северного моря сконцентрирована половина всех запасов газа в Западной Европе, и Норвегия в этом отношении удерживает 10-е место в мире. Перспективные запасы нефти достигают 16 800 000 000 т, а газа — 47,7 трлн м³. Установлено наличие крупных запасов нефти в водах Норвегии к северу от Северного полярного круга.

По данным 2011 года, в распоряжении Норвегии находятся 5,67 млрд баррелей нефти, причем все они расположены на континентальном шельфе и могут быть поделены на 3 сектора: Северное море, Норвежское море и Баренцево море. Почти вся нефть в настоящее время добывается в Северном море, а месторождения Баренцева моря пока находятся в стадии промышленного освоения.

Норвежское нефтегазовое месторождение Тролль является крупнейшим в Северном море. Месторождение разделено на две структуры: Тролль-Ист и Тролль-Уэст. Доказанные запасы залежи Тролль-Ист — 1300 трлн м³ газа и 17 млн т конденсата. Нефтяная залежь Тролль-Уэст содержит около 31 трлн м³ попутного газа.

По сообщению Нефтяного управления (Norvegian Petroleum Directorate) в 1999 г. суммарные запасы газовых открытий в Норвегии составили 55-75 млрд м³. В конце 2000 г. компания ExxonMobil объявила о выявлении в Норвежском море месторождения в отложениях юрского возраста (св. 6506/6-1), запасы газа которого, как предполагается, превышают 100 млрд м³.

  Запасы нефти Индии (5.7 млрд баррелей)

В Индии выделяется 15 осадочных нефтегазоносных бассейнов. К 1984 открыто 87 месторождений нефти и газа, из них 29 на море. Большинство месторождений нефти и газа сосредоточено в Камбейском нефтегазоносном бассейне, расположенном на западе страны.

Скопления нефти залегают в палеоцен-олигоценовых и миоценовых отложениях на глубине 440-1800 м. Залежи многопластовые, сводовые, тектонические экранированные. На суше средняя глубина скважин 3 км, на шельфе — 2 км. Наиболее крупные месторождения — Бомбей-Хай с начальными разведанными запасами нефти до 250 млн. т, Панна (северный бассейн) — 70 млн. т, Анклешвар — 50,4 млн. т.

Второй нефтегазоносный бассейн Индии — Ассамский — на северо-востоке, страны. Продуктивны песчаники серий Бараил (олигоцен) и Типам (нижний миоцен) на глубине 50-3400 м. Наиболее крупное месторождение — Нахоркатья с начальными разведанными запасами нефти 44,3 млн. т. Известны также месторождения в нижнемиоценовых отложениях Бенгальского и палеоценовых породах Нижнеиндского бассейна.

В Индо-Ланкийском бассейне, расположенном на юго-восточном побережье Индии, на шельфе Бенгальского залива открыты два газонефтяных и на суше одно газовое месторождение в миоценовых и палеогеновых отложениях на глубине 3000- 4000 м. Одно нефтяное месторождение выявлено на шельфе Полкского пролива в песчаниках верхнего мела на глубине 2265-2275 м, одно газовое — на шельфе Андаманских островов на глубине 1700-3650 м. Нефти Камбейского бассейна лёгкие и средние (плотность 790-860 кг/м3). Сера обычно отсутствует или содержится в незначительном количестве

  Запасы нефти Омана (5.2 млрд баррелей)

По состоянию на начало 2012 года доказанные запасы нефтяного сырья Омана составляли 746 млн т (0,3% мировых запасов). Запасы нефти Омана сосредоточены главным образом в центральной части страны, а также на юге, при этом основная часть запасов представлена небольшими залежами со сложным геологическим строением.

В число крупнейших месторождений страны входят Yibal, Al Huwaisah, Mabrouk, Barik в центральной части страны, Mukhaizna и Marmul на юге Омана.

Свыше 90% запасов нефти Омана контролируется национальной нефтяной компанией Petroleum Development of Oman (доля Султаната Оман в компании – 60%, Shell – 34%, Total – 4%, Partex – 2%).

По итогам 2011 года добыча нефтяного сырья в Омане составила 44,1 млн т (+2,5% к уровню 2010 года).

72,8% добычи нефтяного сырья в стране (32,1 млн т в 2011 году) обеспечивается компанией Petroleum Development of Oman. Компания осуществляет добычу нефти на крупнейшем по уровню добычи месторождении страны Yibal, а также на ряде других. В 2009 году компания обнаружила крупное месторождение al-Ghubar South с доказанными запасами более 100 млн тонн.

Вторым крупнейшим производителем нефтяного сырья является американская Occidental Petroleum, которая в 2011 году добыла на территории страны 3,4 млн т нефти. Occidental Petroleum является оператором (65%) Блоков-9 и 27, а также работает на блоках 53 (45%) и 62 (48%). Основные добычные мощности компании приходятся на расположенное на территории блока-53 месторождение Mukhaizna (суммарная добыча в 2011 году – около 6,2 млн т).

В целях повышения добычи на ряде месторождений страны применяются различные методы интенсификации: закачка газа (месторождение Harweel), тепловые методы (месторождениях Mukhaizna, Marmul, Amal-East, Amal-West и Qarn Alam) и полимерное заводнение (месторождение Marmul).

По итогам 2011 года Оманом было экспортировано 36,8 млн т нефти (-0,7% к 2010 году). В число ключевых направлений экспорта нефти из страны входят: Китай (16,8 млн т, или 45,6% экспорта Омана в 2011 году), Индия (4,4 млн т, или 11,9%), Япония (3,8 млн т, или 10,3%), Таиланд (3,2 млн т, или 8,7%), Республика Корея (2,7 млн т, или 7,3%) и Сингапур (1,3 млн т, или 3,5%). Весь объем экспорта осуществляет морским транспортом с нефтеналивных терминалов Mina al-Fahal в районе Маската. Управление терминалом осуществляет Petroleum Development of Oman.

Нефти разнообразны по плотности: в северном и центральном районах преобладают лёгкие, на юго-западе — преимущественно тяжёлые, сернистые. Перспективы открытия новых месторождений нефти и газа связываются с юго-восточным и южным районами, где установлена продуктивность палеозойских отложений. Интерес представляют также прибрежные районы и шельф Оманского залива (Оман-Маскатское побережье) и Аравийского моря, пока практически не изученные.

  Запасы нефти Вьетнама (4.4 млрд баррелей)

Вьетнам сложно назвать нефтяной державой: на конец 2001 года запасы нефти оценивались в 100 млн тонн, или 0,1% от объема мировых запасов (это соответствует, например, размерам нефтяных запасов Италии) Что касается объема производства нефти, то он составляет 17,1 млн твг, или 0,5% от общемировой добычи.

Основные месторождения углеводородов расположены в четырех областях континентального шельфа в юго-западном (малайском) бассейне, в бассейнах Cuu Long (южная), Nam Con Son (юго-восточная) и Song Hong (северная часть шельфа). В настоящее время во Вьетнаме промышленно разрабатываются шесть месторождений: Bach Ho (Белый тигр), Hong Ngoc (Ruby), Rang Dong, Rong (Дракон), Bunga Kekwa и Dai Hung (Большой медведь) .

Нефти, добываемые на этих месторождениях, отличаются низким содержанием серы (0,035-0,14%), их плотность достигает 40,5 градусов API. Такие преимущества, как высокое качество нефти, значительные размеры потенциальных углеводородных площадей, стратегически удобное расположение страны относительно крупных потребителей сырья, а также перспективы роста внутреннего потребления нефти и нефтепродуктов делают разработку вьетнамской нефти привлекательной для нефтяных компаний.

Нефтегазовая отрасль Вьетнама признана приоритетной отраслью развития экономики. Причем с самого начала ставка была сделана на привлечение зарубежных инвесторов, так как в стране с исторически сложившейся аграрной экономикой не было условий для самостоятельного быстрого подъема нефтяной промышленности.

Нефть на вьетнамском шельфе добывают Japan Vietnam Petroleum Company (оператор освоения месторождения Rang Dong), малайзийская Petronas (Hong Ngoc) и канадская Talisman (Bunga Kekwa). Российские компании сегодня занимают ключевые позиции в нефтедобыче Вьетнама.

  Запасы нефти Австралии (4.0 млрд баррелей)

Зарождение нефтедобывающей промышленности Австралии связано с открытием в 1953 месторождения Раф-Рейндж. Добыча нефти и газа в промышленных масштабах в стране ведётся с 1960 (нефтяное месторождение Муни и др.).

Нефтегазовая промышленность Австралии удовлетворяет потребности страны в сырье лишь на 70% (1981). Крупнейшая фирма, осуществляющая разведку и добычу нефти и газа в Австралии, — американская монополия "ESSO". Совместно с австралийской компанией "Broken Hill Proprietary СоМр. Ltd." ("ВНР") она ведёт добычу в бассейне Гипсленд. B разработке нефтегазовых месторождений участвуют также английские монополии "Shell" и "British PetroleuM" ("ВР").

Примерно 94% добываемой в стране нефти и 45% газа приходятся на месторождения пролива Басса. Эксплуатация месторождений ведётся с морских буровых платформ на удалении от берега от 25 до 80 км (глубина скважин 1400-2300 м). Нефть и газ добываются также в Западном прибрежном, Северо-Западном, Центральном внутрикратонном районах и Внутреннем Восточно-Австралийском бассейне.

B 1980 добыча нефти велась в основном из 409 скважин, в т.ч. 71 в проливе Басса, 305 на острове Барроу, 25 в штате Квинсленд и несколько с незначительным дебитом в Донгаре. С начала промышленной разработки общий объём полученной нефти в Австралии вырос в несколько раз, достигнув 20,5 млн. т в 1979, в т.ч. в проливе Басса 19,2 млн. т, на острове Барроу 0,6 млн. т, месторождении Муни (шт. Квинсленд) 0,06 млн. т. Добыча природного газа ведётся примерно из 130 скважин (10,7 млрд. м3 в 1980). На месторождение пролива Басса приходится 4,8 млрд. м3, в штате Южной Австралии 4,5 млрд. м3. Остальной газ поступает из газоносного района штата Западная Австралия (район Барроу — Донгара-Мондарра) и месторождения района Рома (шт. Квинсленд). Число занятых в разведке, обустройстве месторождений, добыче нефти и газа около 2,2 тысяч человек.

B начале 80-x гг. действовали 12 нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью по прямой переработке нефти 37 млн. т в год и по крекингу 8 млн. т. Наиболее крупные предприятия находятся, как правило, недалеко от основных районов потребления нефтепродуктов и соединяются с месторождениями нефте- и газопроводами. K ним относятся заводы в Кернелле, Сиднее (6 млн. т), Джилонге (5 млн. т), Куинане (5,2 млн. т), Олтоне, Мельбурне (4,8 млн. т), Халлетс-Кове, Аделаиде (2,3 млн. т), Сиднее (3,8 млн. т), Брисбене (2,9 млн. т) и др. B конце 70-x гг. нефтеперерабатывающими предприятиями произведено 26,4 млн. т нефтепродуктов — около 90% потребностей страны.

Перспективы развития нефтегазодобывающей промышленности Австралии связаны с освоением новых месторождений. B этой связи в стране интенсивно ведутся поисково-разведочные работы (в основном в зоне шельфа), в которых принимают участие ведущие нефтяное монополии: "ESSO", "ВР" и "Shell". Крупные работы монополией "ESSO" начаты в штате Западная Австралия на глубоководном плато Эксмут и в районе Северного-Западного шельфа. Активизируются поиск и добыча нефти и газа на суше.

  Запасы нефти Малайзии (3.8 млрд баррелей)

Добыча нефти на территории Малайзии ведётся с 1910. Начата она была на месторождении Мири (штат Саравак) англо-нидерландским концерном "Royal Dutch Shell". В 1974 была создана государственная нефтяная компания "Petroleum National Bhd." ("PETRONAS"), которая была объявлена владельцем всех ресурсов нефти в стране .

В 1976 "PETRONAS" заключила соглашения типа "Production-Shering" с 3 иностранными компаниями, занятыми добычей нефти в Малайзии: "Sarawak Shell" и "Sabah Shell" (дочерними компаниями концерна "Royal Dutch Shell") и "Esso Production Malaysia Inc." (дочерней компанией американской "Exxon").

В начале 80-х гг. "Sarawak Shell" ведёт добычу нефти на месторождениях, расположенных в штате Саравак, "Sabah Shell" — в штате Сабах и "Esso" — в штате Тренгану. Вся добываемая в Малайзии нефть поступает с морских промыслов.

В эксплуатации находится 14 месторождений:

- Тапис, Бекок;

- Пулаи (шт. Тренгану);

- Тембунго;

- Самаранг;

- Саут-Фьюриес (штат Сабах);

- Фэрли;

- Барам;

- Барония;

- Бетти;

- Бакау;

- Уэст-Лутонг;

- Тукау;

- Темана (штат Саравак).

Количество продуктивных скважин 274 (1980). Накопленная добыча нефти в 1981 превысила 100 млн. т. В 1980 42% добытой в Малайзии нефти было получено с месторождений, расположенных в шельфовой зоне штата Тренгану, 35% — штата Сабах и 23% — штата Саравак. В 1980 по уровню добычи выделялись месторождения Самаранг, с которого было добыто 2,8 млн. т нефти, Барония — 1,5 млн. т, Бетти — 1,1 млн. т и Тукау — 0,8 млн. т.

Ведутся обширные геологоразведочные работы на нефть. Основной их объём осуществляют иностранные компании. В проведении работ участвует и "PETRONAS". В 1978 она создала филиал "Garigali Sendirion Berhad" для разведки нефтяных месторождений на континентальномшельфе. Более 70% добываемой в стране нефти экспортируется (главным образом в Японию и США).В то же время Малайзия импортирует значительное количество сырой нефти из стран Ближнего Востока.

Это объясняется более высокой стоимостью малайзийской нефти (содержащей низкий процент серы) по сравнению с ближневосточной. Такое положение вызвано также тем, что действующие в стране нефтеперерабатывающие заводы (три общей мощностью около 8 млн. т в год, два из них — в Порт-Диксоне, один — в Лутонге) технологически ориентированы на переработку главным образом ближневосточной нефти. Два завода принадлежат компании "Shell" и один — "Exxon". Нефть на завод в г. Лутонг и в нефтехранилищаподаётся по системе трубопроводов, общая протяжённость которых 400 км.

Главным экспонатом малайского Музея нефти является «Большая Старая Леди» - первая в стране промышленная нефтяная вышка, проработавшая с 1910 по 1972 год! Музей был открыт в 2003 году по инициативе государства и при поддержке нефтедобывающих компаний.

  Запасы нефти Индонезии (3.7 млрд баррелей)

Индонезия занимает ведущее место в юго-восточной Азии по запасам нефти и газа. Наибольшее количество месторождений открыто в бассейнах Центрально-, Южно- и Северо-Суматринских, Северо-Яванском, Восточно-Калимантанском и Вогелкоп (Новая Гвинея), тектонически приуроченных к кайнозойским краевым и внутрискладчатым прогибам.

Бассейны расположены в прибрежных зонах островов Зондского архипелага; они представляют собой обширные изометричные депрессии, заполненные терригенно-карбонатными породами кайнозойского возраста мощностью до 10 км. Бассейны образовались в кайнозойский этап тектогенеза Индонезийской островодужной системы, развивавшейся на границе Азиатского и Австралийского континентальных блоков, Тихоокеанского и Индийского талассогенов.

Продуктивны песчаные, карбонатные и вулканогенно-осадочные образования от эоцена до плиоцена включительно залегающие на глубине от 0,1 до 4 км. В бассейнах Индонезии выявлено (1983): 390 нефтяных (в том числе 60 морских), 77 нефтегазовых (41 морское) и 84 газовых (33 морских) месторождений. Месторождения Дури на острове Суматра (275 млн. т), Хандил на острове Калимантан (100 млн. т и 200 млрд. м3), Таланг-Акар (81 млн. т), Санга-Санга (70 млн. т), Аттака (52 млн. т), Арун (начальные доказанные запасы природного газа 391 млрд. м3), Бадак (147 млрд. м3) относятся к категории крупных и крупнейших. Месторождение Минас (993 млн. т) — гигант.

  Запасы нефти Египта (3.6 млрд баррелей)

Разведочное бурение на нефть ведётся в районе Суэцкого канала с 1886. С 1912 начата промышленная добыча сырья английской компанией "Anglo — Egyptian Oil fields", получившей концессию в районе Гемсы; добыто всего 27,5 тысяч т нефти. Возможности расширения масштабов разработки возросли с открытием в конце 30-х гг. новых месторождений в бассейне Суэцкого залива и в 1949 на Синае, южнее Судра.

В начале 50-х годов существенно замедлились темпы роста добычи нефти (в 1949-52 — 6%). В 1956 была создана государственная нефтяная организация "General Petroleum Organization" (с 1976 — "Egyptian General Petroleum Organization"), которая образовала государственную египетскую генеральную нефтяную компанию "Egyptian General Petroleum Co." ("EGPC") для контроля развития нефтяной промышленности Египта.

В начале 80-х годов в отрасли действует около 45 иностранных компаний: "Mobil", "Gulf", "Royal Dutch Shell", "BP" и др. В 1973-82 правительство Египта подписало около 100 контрактов с иностранными компаниями на разведку и добычу нефти. Ведущее положение в добыче полезных ископаемых в районе Суэцкого канала занимает смешанная компания "Gulf of Suez Petroleum Co." ("Gupсо") (85% "EGPC" и 15% американские компании "Amoсо").

На месторождениях района действует также смешанная итало-египетская фирма "Petrobel". На Синае разработку месторождений ведут "Companie Orientale de Petrole d'Egypte" (месторождение Абу-Рудайс; 50% "EGPC" и 50% "ENI") и компания "EGPC" (7 месторождений в восточной пустыне). Основной район нефтедобычи — бассейны Суэцкого залива. Главные эксплуатируемые месторождения — Джулай, Рамадан и Эль-Морган. За счёт месторождений этого бассейна на шельфе обеспечивается около 90% общего объёма добычи нефти в Египте. Основные разрабатываемые месторождения Синая — Абу-Рудайс (дебит в среднем 6784 т/сутки), Альма (2985 т/сутки).

В 1982 нефть получали из 84 фонтанирующих скважин и 328 — с механизированной добычей полезных ископаемых (в основном в бассейне Суэцкого залива). Ежедневная добыча составляла 90,3 тысяч т. Мощности нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) обеспечивают переработку около 50% добываемой в Египте нефти на 6 заводах, принадлежащих трём государственным компаниям: "Suez Oil Processing" — предприятия в Суэце, Мустуруде, Танте суммарной мощностью 6132 тысяч т в год; "El Nasr Petroleum Co." — в Суэце, Эль-Амирии, 2985 тысяч т в год; "Alexandria Petroleum Co." — в Александрии, 2035 тысяч т в год.

В 1983 суммарная мощность египетских НПЗ по прямой переработке нефти 17,7 млн. т. Экспорт нефти в 1980 составил 15 млн. т. Сдерживающим моментом в увеличении его объёма является рост внутреннего потребления — 18,5 млн. т в 1981 (8 млн. т в 1976). Перспективы нефтедобычи связаны с семью районами (площадь 900 тысяч км2) — Суэцким заливом, побережьем и шельфом Красного моря, Западной пустыней, Северным Синаем, Верхним Египтом, дельтой и долиной Нила.

В Египте действует сеть магистральных нефтепроводов. С 1977 320-километровый "SUMED", контролируемый смешанной компанией "Arab Petroleum Pipeline Co." ("EGPO" 50%, Саудовская Аравия 15%, Кувейт 15%, ОАЭ 15%, Катар 5%), связывает базовое нефтехранилище в Айн-Сухна (южнее Суэца) с Сиди-Крипом под Александрией. В июне 1981 пущен нефтепровод (пропускной способностью 5 млн. т нефти в год) от порта Рас-Шукейр к НПЗ в Мустуруде (пригород Каира). В 1982 нефтепроводом длиной 350 км (3 млн. т в год) порт соединён с НПЗ в Суэце.

  Запасы нефти Южного Судана (3.5 млрд баррелей)

Нефть — главный ресурс страны, на который опирается вся экономика Южного Судана. Из 500 тыс. баррелей нефти в сутки, которые добывались в Судане до распада страны, 75—85 % приходилось на месторождения на Юге . Однако Северный Судан контролирует трубопроводы, через которые нефть идет на экспорт, в связи с этим у каждой стороны присутствуют собственные интересы по вопросам, связанным с распределением нефтяной прибыли . Министр инвестиций Южного Судана генерал-полковник Ояй Денг Аджак неоднократно заявлял о необходимости международного решения вопроса нефтеносного района Абьей.

Доходы от продажи нефти в соответствии с Найвашским соглашением (НС) должны были делиться поровну в течение срока действия соглашения .Так как Южный Судан зависит от трубопроводов, нефтеперерабатывающих заводов и портовой инфраструктуры в штате Красное море в Северном Судане, по соглашению правительство в Хартуме получило право на 50% от всех нефтяных доходов . Доходы от продажи нефти составляют более 98% бюджета правительства Южного Судана по данным южносуданского Министерства финансов и экономического планирования или более 8 миллиардов долларов США с момента подписания мирного соглашения .

За последние годы в Южном Судане активизировались работы по бурению нефтяных скважин с иностранным участием, что улучшило геополитическое положение этой страны. Нефть и иные минеральные ресурсы встречаются на всей территории Южного Судана, но регион вокруг Бентиу широко известен как особенно богатый нефтью, а в штатах Джонглий, Вараб и Озёрный имеются потенциальные запасы.

За период автономии с 2005 по 2011 гг. Хартум разделил основную часть Судана на блоки, при этом около 85% нефти пришлось на юг. Блоки 1, 2 и 4 находятся под контролем крупнейшего зарубежного консорциума — Greater Nile Petroleum Operating Company (GNPOC), который включает следующих участников: Китайская национальная нефтегазовая корпорация(CNPC, КНР) — 40 %, Petronas (Малайзия) — 30 %, Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC, Индия) — 25 %, Sudapet (Суданская национальная нефтегазовая корпорация) — 5% .

Из-за включения Судана Соединёнными Штатами Америки в список государств, поддерживающих терроризм, и настойчивого желания Хартума получать часть прибылей от любой международной сделки с нефтью Южного Судана американские нефтяные компании не могут вести деятельность с Южным Суданом, не имеющим выхода к морю. Таким образом американские компании практически не присутствуют в нефтяном секторе Южного Судана .

Добыча на юге ведётся также в блоках 3 и 7 в восточном штате Верхний Нил. Эти блоки контролирует Petrodar, в котором 41 % принадлежит CNPC, 40 % — Petronas, 8% — Sudapet, 6% — Sinopec и 5% — Аль Тани[6].

Ещё на один крупный блок в Южном Судане (ранее — блок Б согласно обозначению правительства Северного Судана) претендуют несколько игроков. Компания Total (Франция) получила концессию на блок в 90 тыс. кв. км в 1980-х годах, но с тех пор провела ограниченную работу ввиду «форс-мажора». Различные элементы НДОС передавали блок или его части другим сторонам Южного Судана. Некоторые из этих сделок, совершённых до Найвашского соглашения, были отменены, когда Джон Гаранг де Мабиор, лидер НДОС/НАОС потерял власть.

В главе о разделе природных ресурсов Найвашского соглашения говорится, что все соглашения, подписанные до НС, остаются в силе и не подлежат пересмотру Национальной комиссией по нефти и газу, созданной в соответствии с НС, состоящей из представителей как Хартума, так и Юга и возглавляемой совместно президентом Северного Судана Баширом и президентом Южного Судана Кииром. Однако в НС не определено, кем могли быть подписаны эти донайвашские соглашения.

По некоторым данным, КНР предложила Южному Судану кредитную линию на несколько лет до прокладки альтернативного трубопровода до кенийскогопобережья и заключения экспортной сделки с кенийским правительством, но этот сценарий представляется менее вероятным, чем продолжение зависимости Южного Судана от суданской инфраструктуры. В случае же заключения подобной сделки Южный Судан начал бы экспортировать нефть из кенийских портов, и США стали бы потенциальным торговым партнёром и импортёром нефти из Южного Судана. Пока что правительство Южного Судана намерено лоббировать в США вопрос ослабления ограничений для американских компаний, ведущих деятельность в Судане

  Запасы нефти Великобритании (3.0 млрд баррелей)

В 60-х годах были найдены новые энергоресурсы — нефть и природный газ на шельфе Северного моря. Крупные месторождения расположены недалеко от берегов юго-востока Англии и северо-востока Шотландии. В британском секторе сосредоточено порядка 1/3 достоверных запасов нефти шельфа Северного моря (45 млрд. тонн или 2% мировых).

Добыча ведется на полусотне месторождений, из которых крупнейшие Брент и Фортис. К середине 90-х годов добыча достигла 130 млн. тонн, почти половина из которых экспортируется — главным образом в США, Германию, Нидерланды.

Сохраняется импорт нефти (50 млн. тонн, что связано в том числе с преобладанием легких фракций в североморской нефти и необходимостью получать всю гамму нефтепродуктов на НПЗ). По оценкам экспертов, Великобритания и в начале следующего столетия останется крупным производителем нефти. Нефтеперерабатывающие заводы Великобритании строились в послевоенное время в основном в эстуариях рек, позже и в настоящее время — в в глубоководных гаванях.

Эксплуатируются 16 НПЗ с общей мощностью по переработке нефти 92,5 млн. тонн в год. Крупнейший в стране НПЗ расположен в Фоли близз Саутгемптона. Заводы также функционируют в устье Темзы, на юге и юго-западе Уэльса, у Манчестерского канала, в Тиссайде, в Шотландии в Грейнджмуте. Великобритания обладает большими запасами ресурсов энергии включая нефть, природный газ и уголь, чем любая из стран Европейского Сообщества.

Открытие залежей нефти в Северном море привело к стремительному развитию нефтедобывающей промышленности. С начала работы в 1975 году количество добытой ежегодно нефти увеличивается с каждым годом, что сделало Великобританию практически самодостаточной в плане потребления нефти, и даже ее экспортером. При среднем уровне добычи 2,6 миллионов баррелей в день Великобритания занимает шестую строчку мирового производителя нефти. Запасы нефти в Великобритании достигают цифры 770 миллионов тонн.

  Запасы нефти Йемена (3.0 млрд баррелей)

В 1981 американская нефтяная корпорация «Хант ойл компани» получила концессию на разработку месторождений нефти, которая началась в 1984 в бассейне Мариб-эль-Джауф, на юго-востоке страны. В 1986 в Марибе был построен нефтеперерабатывающий завод, а в 1987 440-километровый нефтепровод до побережья Красного моря.

В НДРЙ в 1987 было объявлено об открытии коммерческих месторождений нефти в районе Шабва, в 200 км к востоку от Мариба. В 1991 советское объединение «Техноэкспорт» построило 190-километровый нефтепровод до города Бир-Али на побережье Аденского залива.

В 1988 правительства обоих Йеменов учредили совместную компанию по добыче нефти, что частично способствовало, а частично явилось результатом сближения Адена и Саны. На начало 1997 запасы нефти в стране составляли ок. 535 млн. т. В 1996 добыча нефти в среднем составляла ок. 50 тыс. т в сутки.

  Запасы нефти Сирии (2.5 млрд баррелей)

Более 130 кладовых нефти и газа сосредоточено в подземных бассейнах шестидесяти пяти месторождений нефти в Сирии. Месторождения нефти и газа, представляющие интерес с точки зрения добычи в промышленных масштабах на территории современной Сирии по времени формирования различаются довольно существенно: от 5 миллионов до более 500 миллионов лет назад.

Начальные геологические запасы нефти категорий В, C1, С2 разведаны в количестве порядка 2530 млн. м3, объём извлекаемых запасов составляет около 580 млн. м3. Текущие извлекаемые запасы нефти в Сирии насчитывают 356,8 млн. м3, из них 80-85% представлены интенсивно разрабатываемыми активными запасами.

Добыча нефти в Сирии представляется малоактивной по причине существенных осложнений, ввиду специфических свойств нефти, либо наличия газовых шапок, соответствующего повышения расходов, что и приводит к чувствительному снижению нефтеотдачи и темпов извлечения нефти.

Объём геологических запасов нефти, принадлежащей к разновидности тяжёлой, характеризуется величиной порядка 790 млн.м3, вместе с тем, трудности извлечения нефти с подобными природными характеристиками (битумообразная, имеет повышенную вязкость, коэффициент нефтеотдачи от 25% до 1%) позволяют оценить потенциал извлекаемых запасов величиной не более 90 млн. м3.

Следует отметить, что в течение уже ряда лет количество извлекаемой тяжёлой нефти составляет не более 2,5 млн.м3/год, т.е. не превышает 10% суммарного объёма всей нефти, добываемой в стране.

  Запасы нефти Колумбии (2.4 млрд баррелей)

На территории Колумбии выделяется 10 нефтегазоносных бассейнов приуроченных к межгорным впадинам Анд, впадинам Предандийского краевого прогиба и прогибам в зонах сочленения континента с Тихим океаном и Карибским морем. Общая площадь бассейнов 434 тысяч км2, из них 51 тысяча км2 приходится на экваториальные районы.

Наиболее изучен бассейн Верхняя и Средняя Магдалены, где сосредоточено около 35% разведанных запасов нефти и 14% запасов газа. Нефти этого бассейны имеют плотность 824-932 кг/м3 и высокую сернистость до 1,11%. Около 60% запасов нефти установлено в новом нефтяном районе — Баринас-Апуре (плотность 830-975 кг/м).

Нефтегазоносны также отложения мела и кайнозоя. Наиболее продуктивны песчаники эоцена и олигоцена. Залежи в основном приурочены к нарушенным антиклиналям, реже к рифогенным массивам и зонам выклинивания. Глубина залегания продуктивных горизонтов от 700 до 5840 м. В стране открыто 149 нефтяных и 20 газовых и газоконденсатных месторождений.

Большинство месторождений мелкие и средние. Новые значительные месторождения нефти и газа могут быть открыты в восточных (бассейн Баринас-Апуре) и северных (бассейн Нижний Магдалены и Прибрежно-Колумбийский) районах страны.

  Запасы нефти Аргентины (2.3 млрд баррелей)

По запасам нефти и газа Аргентина занимает 3-е место в Латинской Америке. На территории выявлены 5 нефтегазоносных бассейнов, 4 из которых расположены в пределах впадин Предандийского прогиба.

В стране известны 243 месторождения нефти и 52 месторождения газа (1981), сосредоточенных в основном в бассейнах Неукен (82 — нефти и 24 — газа) и Сан-Xopxe (93 и 10 соответственно). Нефтегазоносны песчаные отложения мезозоя (бассейны Мендоса, Неукен, Сан-Xopxe, Магелланов) и кайнозоя (Сан-Xopxe и Магелланов). Наиболее крупные месторождения: нефти — Комодоро-Ривадавия, Эль-Cayce, Барранкас и др.; газа (и газоконденсата) — Лома, Ла-Плата, Кампо-Дуран, Мадре-Хонес, Кондор.

По объёму добычи нефти Аргентина занимает 3-е место среди стран Латинской Америки, уступая Венесуэле и Мексике. За счёт добываемых в стране нефти и газа удовлетворяется около 93% потребностей страны вуглеводородах. Нефтяная промышленность Аргентины сформировалась как самостоятельная отрасль в 1908 в связи с началом промышленный разработки месторождения Комодоро-Ривадавия.

Согласно первому национальному закону о нефти одна часть этого месторождения была передана государственной компании "Yacimientos petrolнferos fiscales" ("YPF"), другая — иностранной монополии "Royal Dutch-Shell" и местной "Astra". Позже разработка месторождений началась в провинции Мендоса, Рио-Негро, Неукен, Жужуй, Сальта и др. Газ добывается в Аргентине с 1922.

В 1980 в Аргентине пробурено рекордное за все предыдущие годы количество скважин— около 970 при общей проходке 2,0 млн. м. Средняя глубина скважин, пробуренных за 1977-80, около 2000 м. Велось активное разведочное морское бурение на шельфе у Огненной Земли.

  Запасы нефти Габона (2.0 млрд баррелей).

Нефтяная отрасль находится под контролем государства. Государственная нефтяная компания - Societe Nationale Petroliere Gabonaise (SNPG). Нефтеперерабатывающий завод - Женти (мощность переработки 17,300 баррелей в сутки). Нефтяные терминалы - Кэп Лопес, Окуэнджо, Гамба, Порт Женти. Выносные терминалы - Лючина, Мбайя.

Наиболее активно в Габоне работают следующие нефтяные компании - Agip, Amerada Hess, Elf Aquitaine, Energy Africa Gabon, Marathon, Ocelot, Perenco, Pioneer Natural Resources, Santa Fe, Shell, Sasol Petroleum International, Total, Vaalco, Vanco. Отметим, что с 1997 года добыча нефти в Габоне практически возросла вдвое. Однако падение мировых цен на нефть представляет для правительства Габона серьезную проблему: нефть является основной статьей экспорта для этой страны.

Можно сказать, что экономика Габона практически полностью "завязана" на экспорте нефти (доходы составляют 80% от всех экспортных доходов). В доходной части бюджета страны нефтяная составляющая достигает 60%.Доказанные запасы нефти Габона составляют 2,5 млрд. баррелей.

В 1996 году Габон официально заявил о выходе из ОПЕК. Крупнейшее месторождение Габона - Раби-Кунджа с запасами в 440 млн. баррелей. Оператором проекта разработки Раби-Кунджа является Shell. Это месторождение сегодня дает около 60% всей добываемой в Габоне нефти. Поставив перед собой задачу увеличения объемов добываемой нефти, министерство нефти Габона выставило на тендер шельфовые месторождения. Интерес к новым проектам проявили лишь три компании - Chevron, Elf Aquitaine и Total.

Кроме того, в декабре 1998 года был сформирован консорциум в составе Total (28%), Unocal (25%), Vanco Energy (22%), KerrMcGee (14%) и Reading and Bates Development (11%), известная как Vanco Gabon Group, который подписал с правительством Габона контракт на проведение поисково-разведочных работ на двух глубоководных блоках (Астрид Марин и Антон Марин). Реализуется также контракт на разработку блока Олови, расположенного южнее месторождения Гамба, подписанный правительством Габона и компанией Pioneer Natural Resources Co.

В 1999 году на Олови планируется заверщить сейсморазведку, а в 2000 - пробурить первую скважину. В начале 1998 года начата разработка блока Обангу (один из четырех блоков месторождения Panthere-Nze) Ocelot Nze Gabon, Inc. - "дочкой" компании Ocelot Energy Inc. (Канада). Запасы Обангу оцениваются в 12,8 млн. баррелей.

  Запасы нефти Перу (1.6 млрд баррелей)

По состоянию на начало 2012 года доказанные запасы нефти 79,0 млн т. Основная часть запасов сосредоточена в районе сельвы (68% доказанных запасов), а также в северо-западном (19%) и центральном (13%) регионах Перу. В 2011 году на территории страны было пробурено 242 скважины, из которых 15 – разведочных, 5 – испытательных, 222 – эксплуатационных. В структуре бурения по регионам на северо-западный пришлось 200 скважин, на центральный – 30, на сельву – всего 12.

В 2011 году добыча нефтяного сырья в Перу составила 7,0 млн т (в т.ч. 3,4 млн т нефти и 3,6 млн т газового конденсата), снизившись на 2,9% относительно уровня 2010 года. Рост объемов добычи конденсата с 2002 года по 2011 год (в 20,3 раза) связан с реализацией нового этапа разработки газоконденсатного месторождения Camisea, расположенного в регионе южной сельвы. Конденсат и природный газ в рамках проекта добывает консорциум Camisea Group (Pluspetrol – 27,2%, Hunt Oil – 25,2%, SK Energy – 17,6%, Tecpetrol – 10%, Sonatrach – 10%, Repsol – 10%).

Крупнейшие нефтяные и нефтегазоконденсатные месторождения сконцентрированы на территории следующих лицензионных блоков:

- блок 88 в южной сельве — добыча в 2011 году составила 1,9 млн т (газовый конденсат), оператор разработки – Camisea Group;

- блок 56 в южной сельве — 1,5 млн т (газовый конденсат), Camisea Group;

- блок 1-AB (месторождения Jibarito, Shiviyacu, Capahuari) в северной сельве —0,88 млн т (нефть), Pluspetrol Norte;

- блок-10 в северо-западном регионе — 0,67 млн т (нефть), Petrobras;

- блок Z-2B в центральном регионе – 0,54 млн т (нефть), Savia;

- блок-8 (месторождения Corrientes, Yanayacu, Pavayacu) в северной сельве — 0,50 млн т (нефть), Pluspetrol Norte.

Интересы государства в сфере добычи и разведки углеводородных ресурсов представляет государственная компания Perupetro, сотрудничающая с иностранными компаниями в рамках соглашений о разделе продукции. В число крупнейших добывающих компаний входят (из расчета долей компаний Pluspetrol, Hunt Oil и SK Energy в блоках 56 и 88) аргентинская Pluspetrol (47,0% добычи нефтяного сырья в Перу в 2011 году), американская Hunt Oil (12,3%), бразильская Petrobras (9,5%), корейская SK Energy (8,6%) и Savia Peru SA (8,4%; контролируется колумбийской Ecopetrol и корейской KNOC).

Экспорт нефти главным образом осуществляется с терминала Байовар (регион Пьюра).

Мощность НПЗ Перу по первичной переработке нефтяного сырья по состоянию на конец 2011 года составляла 10,1 млн т в год. На территории страны функционируют 2 крупных и 4 мини-НПЗ:

La Pampilla – 5,5 млн т в год (Repsol);Talara – 3,1 млн т в год (Petroperu);Conchan – 0,8 млн т в год (Petroperu);Iquitos – 0,5 млн т в год (Petroperu);Pucallpa – 0,2 млн т в год (Maple);El Milagro – 0,1 млн т в год (Petroperu).

  Запасы нефти Республики Конго (1.6 млрд баррелей)

Открыто и разведано 8 месторождений нефти и газа, все они относятся к Кванза-Камерунскому бассейну и расположены (за исключением месторождений Менго и Пуэнт-Эндьен) на шельфе. Глубина залегания нефтяных залежей от 190 до 1500 м. Основная часть извлекаемых запасов сосредоточена в месторождениях Эмерод и Лоанго. Нефтегазоносны песчаники нижнего мела, перекрытые соленосными отложениями апта, а также альб-сеноманские известняки, перекрытые палеоген-неогеновыми глинами и песками. Нефти малосернистые, большей частью тяжёлые и вязкие.

Основные запасы битуминозных песчаников сосредоточены в месторождениях Пицини-Муила (21,6 млн. т), Пуэнт-Hyap (прогнозные ресурсы 41,4 млн. т) и Лак-Китина (прогнозные ресурсы 29,6 млн. т) и приурочены к породам мелового возраста. Месторождения не разрабатываются. В зонах контакта докембрийских и меловых пород выявлены жилообразные залежи асфальтитов мощностью 3-10 м при протяжённости до 200 м.

  Запасы нефти Чада (1.5 млрд баррелей)

Доказанные запасы нефти в Чаде, по оценке Департамента энергетики США, на 1.01.2007 г. составляют 274 млн т. Перспективы нефтегазоносности Чада связаны в первую очередь с нефтегазоносными бассейнами Чадский и Доба (Шари), а также с возможно нефтегазоносным бассейном Куфра.

Бассейн Куфра входит на территорию страны своим юго-западным замыканием (основная его часть находится в Ливии). Эта синклинорная впадина выполнена главным образом отложениями палеозойского и, в меньшей степени, мезозойского возраста мощностью до 3,5 тыс.м. Бассейн изучен крайне слабо – в ливийской его части пробурено несколько скважин, не давших положительного результата.

Бассейны Чадский и Доба приурочены к рифтовым впадинам мелового возраста, выполненным мезозойскими и кайнозойскими континентальными отложениями мощностью до 10 км (Чадский бассейн) и 7,5 км (Доба). Они представляют собой серию параллельных асимметричных грабенов и полуграбенов. Нефтематеринскими породами в этих бассейнах являются озёрные глинистые сланцы. Продуктивны меловые песчаники на глубинах 1300-1600 м (основные запасы приурочены к залежам в позднемеловых отложениях; в раннемеловых отложениях сосредоточено около 1% известных запасов). Мощность продуктивных горизонтов позднемеловых аркозовых песчаников составляет 10-30 м. Залежи приурочены к ограниченным разломами блокам и к антиклинальным поднятиям.

Поисково-разведочные работы на нефть и газ начались в стране в 1970-е годы. Тогда консорциумом в составе компанияй Chevron, Conoco, Exxon и Shell в районе оз.Чад были открыты нефтяные месторождения Седижи (Sedigi), Канем (Kanem) и Кумиа (Kumia); в бассейне Доба – Миандум (Miandoum) и Коме (Kome). Работы были прерваны гражданской войной в 1979 г. В 1989 г. компанией Exxon на юге страны было открыто месторождение Болобо (Bolobo).

Разработка южных месторождений Болобо, Коме и Миандум начата в июле 2003 г. международным консорциумом CCPDP (Chad Cameroon Pipeline Development Project) под управлением компании ExxonMobil. Месторождение Седижи временно не разрабатывается, потому что планы строительства перерабатывающего завода близ столицы страны Нджамены мощностью 250 тыс.т в год и трубопровода к нему длиной 317 км не осуществились.

Нефти этих месторождений тяжёлые (самая тяжёлая – на месторождении Болобо – до 0,953 г/куб.см). Нефти характеризуются низким содержанием растворённого газа, малой сернистостью (в среднем 0,1 вес.%), повышенным содержанием ванадия и никеля. Надо отметить, что начальные коэффициенты извлечения нефтей НГБ Доба низкие: 7-38%, так что при применении более совершенной технологии добычи возможно увеличение запасов за счёт повышения этого коэффициента. Раннемеловые нефти впадины Доба легче: их плотность в среднем составляет 0,855 г/куб.см, однако в них значительно больше серы: до 2.9 вес.%.

Примечания:

* примерно половина этого количества приходится на месторождение Болобо.

** разработка началась в середине 2007 г.

Практически вся добываемая нефть вывозится за рубеж через камерунский терминал близ г.Криби; в 2006 г. 5,1 млн т направлено в США.

SHT планирует реактивировать планы по созданию перерабатывающего завода близ столицы страны, но, по имеющимся данным, завод будет очень небольшой, с мощностью переработки около 150 тыс.т нефти в год. Впрочем, потребление нефтепродуктов в Чаде в 2006 г. составило всего около 90 тыс.т, так что для Чада этой мощности на первое время хватит с избытком.

  Запасы нефти Брунея (1.1 млрд баррелей)

Бруней — одно из самых богатых и обеспеченных государств мира. За богатство жителей и султана страну называют «исламский Диснейленд». Благодаря богатым запасам нефти и газа Бруней занимает одно из первых мест в Азии по уровню жизни. ВНП на душу населения в 2009 году — 50,1 тыс. долларов (9-е место в мире).

40 % работающих здесь — рабочие из соседних стран Восточной и Юго-Восточной Азии. Бруней имеет богатые месторождения нефти и природного газа Сериа и Муара на шельфе Южно-Китайского моря.

Основу экономики государства составляет добыча и переработка нефти (свыше 10 млн т в год) и газа (свыше 12 млрд м³), экспорт которых дает более 90 % валютных поступлений (60 % ВНП)

  Запасы нефти Экваториальной Гвинеи (1.1 млрд баррелей)

Сегодня Экваториальная Гвинея является третьим по величине производителем нефти в Африке к югу от Сахары. По данным Агентства энергетической информации США (цифры 2013 года), доказанные запасы нефти и природного газа Экваториальной Гвинеи составляют 1,1 млрд. баррелей и 1,3 триллиона кубических футов соответственно.

Большую часть нефтяных доходов правительство направляет на развитие инфраструктуры. В результате Экваториальная Гвинея с населением менее 1 миллиона жителей имеет два международных аэропорта, ежедневно принимающих трансконтинентальные рейсы, современные порты, где постоянно строятся новые доки и причалы, а также отличные дороги, проложенные сквозь джунгли.

  Запасы нефти Тринидата и Тобаго (0.8 млрд баррелей)

Основой экономики республики является добыча и переработка нефти, а также природного газа. Тринидад и Тобаго является шестым в мире государством по объёму производства сжиженного природного газа (14 млрд м³ за 2005 год).

65 % СПГ, импортируемого в США, приходится на долю Тринидада и Тобаго. Немаловажными статьями экспорта также являются асфальт (Пич-лейк на юго-западном берегу острова Тринидад является крупнейшим естественным резервуаром асфальта )

  Запасы нефти Италии (0.6 млрд баррелей)

Промышленная добыча нефти началась в 1865 (около 1 тысячи т в год). В 1911 добыли около 11 тысяч т, в 1955 — 205 тысяч т, в 1956 в результате открытия месторождения Джела на Сицилии — 1 млн. т. Добывают нефть в основном на 7 месторождениях, в т.ч. 3 морских (1982). Основные месторождения — Малосса, Джела и Рагуза. Фонтанных скважин 78, механизированных — 45, простаивающих — 70 (январь 1982). В 1983 в Италии добыто 2,6 млн. т нефти (около 20% на шельфе).

За счёт собственной добычи нефти в стране удовлетворяется около 2% потребления.

Нефть перерабатывают на 24 нефтеперерабатывающих заводах общей мощностью около 150 млн. т в год (1983). Крупнейшие заводы — в Сарроке, Приоло и Аугусте. Основные нефтяные порты — Триест (нефтяной грузооборот 36 млн. т), Генуя (35 млн. т), Аугуста (29 млн. т).

От Генуи в промышленный район долины реки По проведены 6 магистральных нефтепроводов диаметром 914 мм, в т.ч. участок Центрально-европейского нефтепровода диаметром 810 мм для транспортирования нефти в ФРГ. От Триеста в направлении Ингольштадта проложен участок

а диаметром 1016 мм. В 1981 общая протяжённость нефтепроводов в стране составляла 2324 км (включая международные).

  Запасы нефти Дании (0.6 млрд баррелей)

С 1972 года Дания разрабатывает нефте- и газоносные месторождения вСеверном море (всего 19 месторождений). Часть добычи экспортируется. Основными покупателями нефти являлись Швеция и Нидерланды, газа - Германия и Нидерланды.

Правительство Дании, которая планирует к 2050 году полностью отказаться от использования ископаемых энергоносителей, намерено максимально исчерпать запасы нефти на датском участке Северного моря.

  Запасы нефти Туркмении (0.6 млрд баррелей)

Нефтяной сегмент Туркменистана не играл существенной роли в советской экономике и имел значение главным образом для самой республики. Так, в 1990 году в республике добывалось всего лишь около 7 млн тонн нефти (чуть больше 1 % от общесоюзной добычи), что в основном потреблялось внутри самого Туркменистана.

К 2013 году добыча нефти увеличилась по сравнению с 1990 годом примерно на 40 %, и сегодня ее объемы находится в пределах 10 млн тонн в год, что составляет около 0,006 % общемировой добычи, из которых экспортируется около 6,5 млн тонн.Основной производитель нефти в стране — государственный концерн «Туркменнефть», добыча нефти и конденсата ведется также ГК «Туркменгаз».

У Туркменистана нет резервов для существенного наращивания объемов добычи «черного золота». Несмотря на официальные заявления Ашхабата о том, что страна якобы располагает доказанными запасами нефти в 20 млрд тонн, есть все основания сомневаться в этом. По данным российского «Лукойла», доказанные запасы нефти в Туркменистане оцениваются всего в 400 млн тонн (в 50 раз меньше туркменских оценок). Примерно такую же оценку туркменских нефтяных запасов дает и британская British Petroleum .

Экспорт добытой нефти осуществляется частично железнодорожным транспортом, а частично — морским транспортом через Каспий и далее по российским нефтепроводам. Кроме того, с 2010 года некоторые объемы туркменской нефти (около 1,5 млн тонн в год) экспортируются по нефтепроводу «Баку — Тбилиси — Джейхан». Экспорт добытого газа осуществляется по магистральному газопроводу «Средняя Азия — Центр».

  Запасы нефти Румынии (0.6 млрд баррелей)

По состоянию на начало 2013 года доказанные запасы нефти в Румынии составляли, по данным BP, 79,9 млн тонн. Основными нефтеносными районами являются южные предгорья Карпат, Трансильвания и Среднедунайская низменность.

В 2004 году румынский парламент принял конституционные поправки, позволяющие иностранным компаниям получать лицензии на разработку нефтегазовых месторождений на территории страны наравне с румынскими компаниями. Геологоразведочные работы на территории страны осуществляют компании Petrom (51% компании – в собственности австрийской OMV), Sterling Resources, Europa Oil and Gas, ExxonMobil, Chevron, Aurelian Oil and Gas и др.

Добыча нефти в Румынии в 2012 году составила 4,0 млн т (-2,1% к 2011 году). Объемы добычи неуклонно снижаются по мере истощения старых месторождений: с 2003 года добыча нефти в Румынии сократилась на 29,5%. Единственной нефтедобывающей компанией страны является Petrom. Крупнейшими месторождениями Румынии, на которых осуществляется добыча нефти, являются Gura Ocnitei, Videle, Boldesti и Bustenari-Runcu, расположенные в южных предгорьях Карпат. На шельфе страны добыча нефти ведется на месторождениях группы Istria XVIII (Lebada Est, Lebada Vest, Sinoe, Pescarus, Delta).

В 2012 году Румыния импортировала 5,1 млн т нефти (-6,0% к 2011 году). Основными поставщиками выступают Казахстан (66% импорта в 2012 году) и Россия (32%). Поставки производятся морским транспортом.

  Запасы нефти Узбекистана (0.6 млрд баррелей)

Добыча нефти и газового конденсата в Узбекистане в 2012 году составила 3,165 миллиона тонн: производство нефти — 1,561 миллиона тонн, добыча газового конденсата — 1,604 миллиона тонн.

Мощности Национальной компании «Узбекнефтегаз» позволяют обеспечивать добычу природного газа в объеме порядка 60-70 миллиардов кубометров и жидких углеводородов в объеме 8 миллионов тонн в год. Крупнейшие корпорации в энергетике Узбекистана — CNPC (China National Petroleum Corporation), KNOC (Korea), Газпром, Лукойл, Uzbekneftgas.

  Запасы нефти Таиланда (0.5 млрд баррелей)

На территории Таиланда выявлено более 20 месторождений нефти и газа. Большая часть промышленных запасов нефти сосредоточена в бассейны Пхитсанулок на севере Менамской впадины, где наиболее крупной является группа месторождений Сирикит.

Нефть приурочена к отложениям неогена. Продуктивные отложения отличаются неоднородностью и выклиниванием отдельных нефтеносных горизонтов. Нефти высоко-парафинистые (до 18%), загустевающие при температуре 35°С. Небольшие притоки нефти установлены в межгорных кайнозойских впадинах на севере.

  Запасы нефти Туниса (0.4 млрд баррелей)

Нефтедобывающая отрасль Туниса считается не очень развитой, особенно в сравнении с его соседом — Алжиром. Доказанные в 2011 году запасы нефти в Тунисе — 425 млн баррелей. По данным BP Statistical Energy Survey 2012 года, Тунис добывал в среднем 77600 баррелей сырой нефти в день в 2011 году, что являлось 0,09 % от мирового объёма и эта цифра уменьшилась на 2,5 % по сравнению с 2010 годом.

Министерство промышленности регулирует нефтяную промышленность Туниса. Государственной нефтяной компанией является L’Enterprise Tunisienne d’Activites Petrolieres (ETAP), а Société Nationale de Distribution du Pètrole (SNDP) является национальной маркетинговой дистрибьюторской компанией.

Крупнейшие нефтегазовые компании планеты

Forbes впервые составил рейтинг 25 крупнейших нефтяных и газовых компаний планеты по объему добычи. В рейтинге, опубликованном Forbes.com, три российские компании, одна из которых попала в первую тройку. Рейтинг сопровождается небольшим исследованием того, как российский президент Владимир Путин влияет на мировой энергетический рынок.

После беглого ознакомления с рейтингом становится очевидно, что президент России Владимир Путин несомненно является самым могущественным человеком в энергетической отрасли мира. Фундамент власти российского президента составляют две компании — «Газпром» и «Роснефть» (№2 и №15 рейтинга соответственно). Их акции могут торговаться на бирже, но контрольный пакет все равно остается в руках правительства страны, а значит, и самого Путина. Определенное влияние он имеет и на крупнейшую в стране частную нефтяную компанию «Лукойл». Основатель и президент «Лукойла» Вагит Алекперов регулярно консультируется с Путиным.

Однако влияние российского президента выходит далеко за границы его страны. Например, у Royal Dutch Shell (№7) есть длинная история отношений с «Газпромом» в разработке нефтегазовых проектов на Сахалине. ExxonMobil (№4) сформировала альянс с «Роснефтью» для освоения арктических шельфов и масштабных залежей сланцевого газа в Сибири, которые по своему объему могут превышать аналогичные месторождения в Северной Дакоте в 80 раз. По словам представителей Exxon, в среднесрочной перспективе в этот проект может быть вложено свыше $500 млрд. Похожие договоренности у «Роснефти» есть с норвежским государственным гигантом Statoil (№20) и итальянской Eni (№19). Путин лично присутствовал при подписании всех этих контрактов.

Eni настроена особенно дружелюбно по отношению к Кремлю благодаря дружеским отношениям Путина с бывшим премьер-министром Италии Сильвио Берлускони. Путин заявлял, что инициированное полицией расследование сексуальных связей Берлускони, которое стало одной из причин его отставки, было организовано «из зависти». Дружеские связи политиков помогли «Газпрому» договориться с Eni о развитии нескольких бизнес-инициатив в северной Африке, в особенности в Ливии. В результате Путин яростно отреагировал на участие НАТО в свержении режима ливийского диктатора Муаммара Каддафи.

Каддафи, впрочем, лишь один из многочисленных авторитарных приятелей Путина. В 2010 году Путин и президент Венесуэлы Уго Чавес договорились, что Россия будет продавать латиноамериканской стране оружие и энергетические технологии, а также поможет построить атомную электростанцию. Год спустя «Газпром» и «Роснефть» предоставили кредит на сумму $4 млрд местному нефтяному монополисту Petroleos de Venezuela (№22 в рейтинге) в обмен на доступ к разнообразным месторождениям полезных ископаемых.

А что насчет Ближнего Востока? У Путина сложились сложные и немного напряженные отношения с ОПЕК. Россия не является членом картеля, хотя еще совсем недавно экспортировала больше нефти, чем Саудовская Аравия, зачастую вступая в прямую конкуренцию с компанией Saudi Aramco (№1) за клиентов на Дальнем Востоке. Недавно, однако, Путин заявил, что Россия готова сотрудничать с альянсом. «ОПЕК немного раздражает то, что мы, не будучи членом этой организации, тем не менее влияем на нефтяные цены. Но в будущем мы будем сотрудничать с ними», — отметил он. Несколько лет назад он также попытался уговорить газовых гигантов Qatar Petroleum (№17) и National Iranian Oil Company (№3) создать газовый аналог ОПЕК. Но этим планам не суждено было сбыться.

Но все это было до того, как бум сланцевого газа в США полностью начал менять ландшафт индустрии. Азиатские страны вроде Японии и Кореи платят сейчас около $14 за тысячу кубических футов (28,32 куб. м) катарского газа. «Газпром» берет со своих европейских клиентов около $12. Сравните это с ценами в США, где аналогичный объем газа обходится меньше чем в $3. «Сланцевая революция» представляет главную угрозу могуществу Путина. Как только американские компании начнут активный экспорт, у «Газпрома» появится серьезный конкурент.

Поэтому нет ничего удивительного в том, что Путин и его соратники ведут активную агитацию против сланцевого газа. Два года назад заместитель главы «Газпрома» Александр Медведев заявил, что используемая для добычи сланцевого газа технология гидравлического разрыва пласта угрожает грунтовым водам. Телеканал Russia Today, пропагандистский рупор Кремля на Западе, со своей стороны разразился циклом из нескольких историй об экологических последствиях подобного метода. Не стоит сомневаться: тон и интонация очень сильно изменятся, когда Exxon и Statoil начнут добывать сланцевый газ в Сибири. Экология не заставит Владимира Путина лишиться «Газпрома» и «Роснефти» в списке 25 самых больших нефтяных компаний мира.

  Saudi Aramco - 12,5 млн баррелей в день

Saudi Aramco - крупнейшая энергетическая компания в мире с ежедневной выручкой более $1 млрд. На самом большом месторождении компании добывается 5 млн баррелей в сутки.

  Газпром - 9,7 млн баррелей в день

Российский «Газпром» является крупнейшим в мире производителем природного газа. Монополия «Газпрома» на поставки газа в большую часть Европы предоставляет президенту Владимиру Путину рычаг для оказания давления в регионе. Прибыль «Газпрома» — более $40 млрд в год.

  National Iranian Oil Co. - 6,4 млн баррелей в день

Иран был вынужден сократить добычу нефти из-за международных санкций, но все равно остается одним из ключевых мировых поставщиков нефти и газа. Для обхода санкций Турция и Индия, по некоторым данным, платят за иранскую нефть золотом.

  ExxonMobil - 5,3 млн баррелей в день

Ежегодная прибыль Exxon $40 млрд не кажется огромной, если учесть, что продают они на $400 млрд. В апреле прошлого года генеральный директор Exxon Рэкс Тиллерсон встречался с Владимиром Путиным, чтобы согласовать совместное предприятие между Exxon и российским нефтяным гигантом «Роснефтью», контролируемым государством.

  PetroChina - 4,4 млн баррелей в день

PetroChina имеет самую высокую рыночную капитализацию среди всех публичных нефтяных гигантов, кроме того, она является крупнейшей среди трех контролируемых китайским государством нефтяных компаний. PetroChina уже производит больше нефти, чем ExxonMobil, а благодаря залежам сланцевого газа в Китае может когда-нибудь начать соперничать с «Газпромом» за статус ключевой газовой силы региона.

  BP - 4,1 млн баррелей в день

Роберт Дадли пытается встряхнуть British Petroleum: продажа активов, урегулирование исков, обещания улучшений. Но ВР, возможно, недолго сохранит добычу в 4,1 млн баррелей в день, так как Дадли ведет переговоры о продаже 50% акций российского предприятия ТНК-ВР, которое обеспечивает четверть добычи компании.

  Royal Dutch Shell - 3,9 млн баррелей в день

Shell расчитывает этим летом приступить к бурению скважин в Чукотском море, к которому компания готовилась в течение нескольких лет.

  Pemex - 3,6 млн баррелей в день

Добыча крупнейшего месторождения Мексики упала с 2 млн баррелей в день примерно до 600 000, но государственная Pemex планирует возместить недостачу за счет других месторождений.

  Chevron - 3,5 млн баррелей в день

Chevron купила Atlas Petroleum в 2010 году за $4,3 млрд, чтобы получить землю с огромными залежами сланца. В связи с низкими ценами на газ некоторые эксперты ожидают от компании крупных сделок в ближайшем будущем.

  Kuwait Petroleum Corp. - 3,2 млн баррелей в день

Месторождения Кувейта сильно пострадали от пожаров, устроенных войсками Саддама Хусейна в 1990 году. Крупнейшее месторождение Кувейта по-прежнему эксплуатируется Chevron.

  Abu Dhabi National Oil Co. - 2,9 млн баррелей в день

Абу-Даби является властным центром Объединенных Арабских Эмиратов. В настоящее время страна пытается использовать свое стратегически удачное положение рядом с Ормузским проливом и строит трубопровод в Фуджейру, чтобы обойти блокаду со стороны Ирана.

  Sonatrach - 2,7 млн баррелей в день

Основная добыча Алжирской национальной энергетической компании - природный газ, большую часть которого Алжир экспортирует в Европу.

  Total - 2,7 млн баррелей в день

После того как президент Франции Франсуа Олланд ввел новые налоги на запасы нефти, генеральный директор Total Кристоф де Маржери заявил, что этот шаг будет стоить Total около $200 млн в 2012 году и навредит и без того слабому нефтеперерабатывающему сектору Франции.

  Petrobras - 2,6 млн баррелей в день

Бывший генеральный директор Petrobras Серджио Габриэлли в феврале прошлого года передал эстафету новому руководителю Марии дас Грасас Силва Фостер. Теперь компания планирует разрабатывать сверхглубокие морские нефтяные месторождения.

  Роснефть - 2,6 млн баррелей в день

Государственная «Роснефть» - крупнейшая российская нефтяная компания. В июне президент России Владимир Путин участвовал в подписании соглашения об организации совместного предприятия между «Роснефтью» и ExxonMobil для разведки гигантских нефтеносных сланцев.

  Iraqi Oil Ministry - 2,3 млн баррелей в день

Ирак, скорее всего, попадет в ряды крупнейших мировых добытчиков, когда приступит к разработке гигантских, но пока простаивающих месторождений.

  Qatar Petroleum - 2,3 млн баррелей в день

Катар поставляет сжиженный природный газ всему земному шару. Эта страна и Иран владеют крупнейшими в мире залежами природного газа, находящимися под Персидским заливом.

  Лукойл - 2,2 млн баррелей в день

«Лукойл» был создан в 1991 году Вагитом Алекперовым, бывшим заместителем министра нефтяной промышленности Советского Союза. Алекперов до сих пор управляет компанией и владеет 20% акций стоимостью около $13 млрд. Хотя «Лукойл» принадлежит инвесторам, Алекперов по-прежнему ходит консультироваться с Владимиром Путиным.

  Eni - 2,2 млн баррелей в день

Eni - итальянский нефтяной чемпион. За последние годы генеральный директор компании Паоло Скарони создал ряд крупных совместных предприятий, в том числе с венесуэльской PDVSA и «Роснефтью».

  Statoil - 2,1 млн баррелей в день

Основной собственник Statoil - норвежское правительство, ему принадлежит 67% акций. В последнее время Statoil активно инвестирует в энергетические компании США. Кроме того, в мае генеральный директор Хельге Лунд подписал соглашение о новом совместном предприятии с «Роснефтью», и здесь не обошлось без участия Путина.

  ConocoPhillips - 2 млн баррелей в день

Доходы за 2011 год американской транснациональной энергетической корпорации ConocoPhillips составили $251 млрд. В этом году ConocoPhillips выделила нефтеперерабатывающую компанию Phillips 66, чтобы сфокусироваться на upstream.

  Petroleos de Venezuela - 1,9 млн баррелей в день

Нефтяную компанию Венесуэлы, известную как PDVSA, иногда можно спутать с личной копилкой президента Уго Чавеса, который, например, вытягивал капитал из компании для оплаты социальных программ. Добыча компании с 1998 года упала на 25%.

  Sinopec - 1,6 млн баррелей в день

Sinopec – крупнейший нефтепереработчик Китая. В этом году Sinopec вышла из совместного предприятия с Devon Energy, занимающейся сланцами.

  Nigerian National Petroleum - 1,4 млн баррелей в день

В рамках борьбы с коррупцией в нефтяной индустрии Нигерии президент страны Гудлак Джонатан недавно уволил нескольких руководителей NNPC.

  Petronas - 1,4 млн баррелей в день

Petronas в последнее время значительно расширилась за рубежом и сейчас приобретает газовую канадскую компанию Progress Energy за $5,4 миллиарда.

Добыча нефти

Итак, месторождение найдено, и решено начать его разработку. Бурение нефтяных скважин – это процесс, в ходе которого разрушаются горные породы, и раздробленные частицы выносятся на поверхность. Оно может быть ударным или вращательным. При ударном бурении породу крошат тяжелыми ударами бурового инструмента, и раздробленные частицы выносятся из скважины водным раствором. При вращательном бурении срезанные обломки породы поднимаются на поверхность с помощью рабочей жидкости, циркулирующей в скважине. Тяжелая буровая колонна, вращаясь, давит на долото, которое и разрушает породу. Скорость проходки при этом зависит и от характера породы, и от качества оборудования, и от мастерства бурильщика.

Очень важную роль играет буровой раствор, который не только выносит на поверхность частицы породы, но и работает в качестве смазки и охладителя буровых инструментов. Он же способствует образованию глинистой корки на стенках скважины. Буровой раствор может быть сделан на водной или даже нефтяной основе, в него часто добавляют различные реагенты и добавки.

Как же нефть извлекают из скважин? В материнских пластах она находится под давлением, и если это давление достаточно высокое, при вскрытии скважины нефть начинает естественным образом фонтанировать.

Обычно этот эффект сохраняется в начальной стадии, а потом приходится прибегать к механизированному способу добычи – с помощью разного рода насосов или с помощью ввода в скважину сжатого газа (этот способ называют газлифтным). Чтобы повысить давление в пласте, в него закачивают воду, где она выполняет роль своего рода поршня. К сожалению, в советские времена этим способом злоупотребляли, стремясь получить максимальную отдачу наиболее быстрыми темпами. В результате после разработки скважин оставались еще богатые нефтью, но уже слишком сильно заводненные пласты. Сегодня для повышения пластового давления применяют также одновременную закачку газа и воды.

Чем ниже давление, тем более сложные технологии используют для извлечения нефти. Для измерения эффективности нефтедобычи применяется такой показатель, как «коэффициент извлечения нефти», или сокращенно КИН. Он показывает соотношение добытой нефти к общему объему запасов месторождения. К сожалению, невозможно полностью выкачать все, что содержится в недрах, и поэтому этот показатель всегда будет меньше 100%.

Развитие технологий также связано с ухудшением качества доступных нефтей и затрудненным доступом к залежам. Для подгазовых зон и месторождений на шельфе применяют горизонтальные скважины. Сегодня с помощью высокоточных приборов можно попасть в область площадью несколько метров с расстояния в несколько километров. Современные технологии позволяют максимально автоматизировать всю процедуру. С помощью специальных датчиков, работающих в скважинах, процесс постоянно контролируется.

На одном месторождении бурят от нескольких десятков до нескольких тысяч скважин – не только нефтяных, но и контрольных, и нагнетательных – для закачивания воды или газа. Чтобы управлять движением жидкостей и газов, скважины размещают особым образом и эксплуатируют в особом режиме – весь этот процесс в комплексе называют разработкой месторождения.

После завершения эксплуатации месторождения нефтяные скважины консервируются или ликвидируются в зависимости от степени использования. Эти меры необходимы для того, чтобы обеспечить безопасность жизни и здоровья людей, а также чтобы защитить окружающую среду.

Все, что выходит из скважин – нефть с попутным газом, водой и прочими примесями, например песчаными – замеряют, определяя процент воды и попутного газа. В специальных газонефтяных сепараторах нефть отделяют от газа, и она поступает в сборный трубопровод. Оттуда начинается путь нефти на нефтеперерабатывающий завод.

  Добыча нефти на шельфе

Мы находимся на буровой платформе – сложном техническом сооружении, предназначенном для добычи нефти на морском шельфе.

Прибрежные месторождения нередко продолжаются на расположенной под водой части материка, которую и называют шельфом. Его границами служат берег и так называемая бровка – четко выраженный уступ, за которым глубина стремительно возрастает. Обычно глубина моря над бровкой составляет 100-200 метров, но иногда она доходит и до 500 метров, и даже до полутора километров, например, в южной части Охотского моря или у берегов Новой Зеландии. В зависимости от глубины применяют различные технологии.

На мелководье обычно сооружают укрепленные «острова», с которых и осуществляют бурение. Именно так нефть издавна добывалась на Каспийских месторождениях в районе Баку.

Применение такого способа, особенно в холодных водах, часто сопряжено с риском повреждения нефтедобывающих «островов» плавучими льдами.

Например, в 1953 году, большой ледяной массив, оторвавшийся от берега, уничтожил около половины нефтедобывающих скважин в Каспийском море.

Реже применяется технология, когда нужный участок окантовывают дамбами и откачивают воду из образовавшегося котлована. При глубине моря до 30 метров раньше сооружались бетонные и металлические эстакады, на которых размещали оборудование. Эстакада соединялась с сушей или же представляла собой искусственный остров. Впоследствии эта технология утратила актуальность.

Если месторождение располагается близко к суше, есть смысл бурить наклонную скважину с берега. Одна из наиболее интересных современных разработок – дистанционное управление горизонтальным бурением. Специалисты осуществляют контроль прохождения скважины с берега. Точность процесса настолько высока, что можно попасть в нужную точку с расстояния в несколько километров. В феврале 2008 года корпорацией Эксон Мобил (Exxon Mobil) установлен мировой рекорд в бурении подобных скважин в рамках проекта «Сахалин-1». Протяженность ствола скважины здесь составила 11 680 метров. Бурение осуществлялось сначала в вертикальном, а затем в горизонтальном направлении под морским дном на месторождении Чайво в 8-11 километрах от берега.Чем глубже воды, тем более сложные технологии применяются. На глубинах до 40 метров сооружаются стационарные платформы, если же глубина достигает 80 метров, используют плавучие буровые установки, оснащенные опорами. До 150-200 метров работают полупогружные платформы, которые удерживаются на месте при помощи якорей или сложной системы динамической стабилизации. А буровым судам подвластно бурение и на гораздо больших морских глубинах. Большинство «скважин-рекордсменов» было проведено в Мексиканском заливе – более 15 скважин пробурены на глубине, превышающей полтора километра. Абсолютный рекорд глубоководного бурения был установлен в 2004 году, когда буровое судно Discoverer Deel Seas компаний Transocean и ChevronTexaco начало бурение скважины в Мексиканском заливе (Alaminos Canyon Block 951) при глубине моря 3053 метра.

В отличающихся сложными условиями северных морях чаще строят стационарные платформы, которые удерживаются на дне благодаря огромной массе основания. Вверх от основания поднимаются полые «столбы», в которых можно хранить добытую нефть или оборудование. Сначала конструкцию буксируют к месту назначения, затапливают, а потом, прямо в море, надстраивают верхнюю часть. Завод, на котором строят такие сооружения, по площади сравним с небольшим городом. Буровые установки на больших современных платформах можно передвигать, чтобы пробурить столько скважин, сколько нужно. Задача конструкторов таких платформ – установить максимум высокотехнологичного оборудования на минимальной площади, что делает эту задачу похожей на проектирование космического корабля. Чтобы справиться с морозами, льдами, высокими волнами, буровое оборудование могут установить прямо на дне.

Развитие этих технологий чрезвычайно важно для нашей страны, обладающей самым обширным в мире континентальным шельфом. Большая его часть находится за полярным кругом, и пока до освоения этих суровых пространств еще очень и очень далеко. По прогнозам, в арктическом шельфе может находиться до 25% общемировых запасов нефти.

Интересные факты

Норвежская платформа «Тролл-А», яркая «представительница» семейства больших северных платформ, достигает 472 м в высоту и весит 656 000 тонн.

Американцы считают датой начала морского нефтепромысла 1896 год, а его первопроходцем – нефтяника Уильямса из Калифорнии, который бурил скважины с построенной им насыпи.В 1949 году в 42 км от Апшеронского полуострова на эстакадах, сооруженных для добычи нефти со дна Каспийского моря, был построен целый поселок под названием Нефтяные Камни. В нем неделями жили сотрудники предприятия. Эстакаду Нефтяных Камней можно увидеть в одном из фильмов о Джеймсе Бонде – «И целого мира мало». Необходимость обслуживать подводное оборудование буровых платформ существенно повлияло на развитие глубоководного водолазного оборудования. Чтобы быстро закрыть скважину при аварийной ситуации – например, если шторм не позволяет буровому судну оставаться на месте, – используют своего рода пробку под названием «превентор». Длина таких превенторов достигает 18 м, а вес – 150 тонн. Началу активной разработки морского шельфа способствовал мировой нефтяной кризис, разразившийся в 70-х годах прошлого столетия. После объявления эмбарго странами ОПЕК возникла острая необходимость в альтернативных источниках поставок нефти. Также освоению шельфа способствовало развитие технологий, достигших к тому времени такого уровня, который позволял бы осуществлять бурение на значительных морских глубинах. Газовое месторождение Гронинген, открытое у побережья Голландии в 1959 году, не только стало отправной точкой в разработке шельфа Северного моря, но и дало название новому экономическому термину. Эффектом Гронингена (или голландской болезнью) экономисты назвали существенное удорожание национальной валюты, произошедшее в результате роста экспорта газа и негативно сказавшееся на других экспортно-импортных отраслях.

Сланцевая нефть

Одной из наиболее важных тенденций, наблюдаемых в настоящее время в нефтедобывающей отрасли, является снижение добычи легкой нефти и нефти средней плотности. Сокращение запасов традиционной нефти вынуждает нефтяные компании обращать все большее внимание на альтернативные источники углеводородов. Одним из таких источников, наряду с тяжелой нефтью и природными битумами, являются горючие сланцы. Их имеющиеся объемы на порядок больше, чем открытые нефтяные запасы.

Горючие сланцы относятся к твердым каустобиолитам и представляют собой органоминеральные образования, сформированные в водных условиях. Геологи определяют горючие сланцы как осадочные породы, содержащие в основном аквагенное органическое вещество (вымерших морских и озерных животных, альгу и т.п.), что роднит их с нефтью. Горючие сланцы имеют чаще всего тонкослойное строение.

Горючие сланцы – осадочная порода, глинистая, известковистая, кремнистая, тонкослоистая, при выветривании листоватая или массивная, содержащая органическое вещество (кероген) в количестве от 10-15 до 60-80%. Горючая часть сланцев сапропелевая или гумусово-сапропелевая. Органическое вещество равномерно распределено в обычно преобладающей пелитовой, реже раковинно-детритовой минеральной массе.

При нагреве сланцев без доступа воздуха образуются жидкие и газообразные углеводороды (20-70% от первоначальной массы). Жидкие углеводороды представляют собой сланцевое масло – смолу, которая близка по составу нефтяным углеводородам и, по сути, может считаться нетрадиционной (сланцевой) нефтью.

По оценкам специалистов общие запасы горючих сланцев в мире составляют порядка 650 трлн. т. Из них можно получить до 26 трлн. т сланцевой нефти. Таким образом, объема нефтеподобного сырья, содержащегося в сланцах, и условно называемого сланцевой нефтью, вероятно в 13 раз больше, чем запасов традиционной нефти. При нынешнем уровне потребления, этих энергоресурсов с лихвой хватит на 300 лет непрерывной добычи.

Но не все так радужно. Необходимо отметить, что запасов сланцевой нефти, добыча которой экономически оправдана, гораздо меньше. По данным компании Shell, экономически целесообразна добыча лишь на наиболее богатых месторождениях, с содержанием нефти от 90 литров на тонну сланца. Кроме того, толщина продуктивного пласта должна составлять не менее 30 метров. Только треть запасов сланцевой нефти сосредоточена в месторождениях с содержанием нефти в 90 и более литров на тонну. И далеко не все эти месторождения могут похвастаться толщиной пласта в 30 и более метров.

Основные запасы горючих сланцев сосредоточены в США - порядка 450 трлн. т (24,7 трлн. т сланцевой нефти). Значительные запасы горючих сланцев сосредоточены в Бразилии и Китае. Россия также располагает обширными запасами горючих сланцев (порядка 7% от мировых запасов).

  Добыча сланцевой нефти

Существует два основных способа получения необходимого сырья из горючих сланцев. Первый – это добыча сланцевой породы открытым или шахтным способом с ее последующей переработкой на специальных установках-реакторах, где сланцы подвергают пиролизу без доступа воздуха, в результате чего из породы выделяется сланцевая смола. Этот метод активно развивался в СССР. Хорошо известны также проекты по добыче сланцев в провинции Фушунь (Китай), на месторождении Ирати (Бразилия). В целом метод добычи сланцев с последующей его переработкой является весьма затратным способом с высокой себестоимостью конечной продукции. Себестоимость барреля нефти на выходе оказывается 75-90 долл. (в ценах 2005 года).

Второй способ - добыча сланцевой нефти непосредственно из пласта. Метод предполагает бурение горизонтальных скважин с последующими множественными гидроразрывами пласта. Часто (хотя, судя по всему не всегда) необходимо проводить термический или химический разогрев пласта. Очевидно, что такого рода добыча существенно сложнее и дороже добычи традиционной нефти вне зависимости от прогресса технологий. Поэтому себестоимость сланцевой нефти, так или иначе, будет заметно выше традиционной. По оценкам самих добывающих компаний, добыча сланцевой нефти рентабельна при минимальном уровне цен на нефть в 50-60 долл. за баррель.

Оба способа страдают теми или иными существенными недостатками. Развитие добычи горючих сланцев с их последующей переработкой в значительной степени сдерживается проблемой утилизации большого количества углекислого газа (СО2), выделяющегося в процессе извлечения из него сланцевой смолы. Проблема утилизации CO2 до сих пор не решена, а его выпуск в атмосферу грозит масштабными экологическими катастрофами. Решение этой проблемы недавно предложили ученые из Стэнфордского университета. Новая технология EPICC, сочетающая производство электроэнергии и захват углекислого газа, может сделать доступными ныне закрытые запасы энергоресурсов.

При добыче сланцевой нефти непосредственно из пласта возникает другая проблема. Это высокий темп падения дебитов пробуренных скважин. В начальный период скважины благодаря горизонтальному заканчиванию и множественным гидроразрывам характеризуются очень высоким дебитом. После этого (примерно через 400 дней работы) происходит резкое снижение (до 80%) объемов добываемой продукции. Для компенсации такого резкого падения и выравнивания профиля добычи скважины на сланцевых месторождениях вводят поэтапно.

Развитие технологий добычи сланцевой нефти в США. Наиболее удачным примером успешного применения технологий добычи сланцевой нефти считается месторождение Баккен (Bakken) в Северной и Южной Дакоте. Разработка этого месторождения породила своего рода эйфорию на рынке нефти Северной Америки. Если 5 лет назад добыча сланцевой нефти на этом месторождении составляла 60 тыс, баррелей в сутки, то сегодня 500 тысяч. По мере проведения разведочных работ запасы нефти этого месторождения увеличились со 150 млн баррелей до 11 млрд баррелей нефти.

Наряду с месторождением Баккен добыча сланцевой нефти ведется также на месторождениях Eagle Ford в Техасе, Bone Springs в Нью-Мексико и Three Forks в Северной Дакоте.

Развитие технологий добычи сланцевого газа и адаптация их для добычи нефти из плотных коллекторов позволило США переоценить свои извлекаемые запасы нефти. А с ними и перспективы наращивания добычи нефти и снижения зависимости от импорта углеводородов. С помощью технологий горизонтального бурения и гидроразрыва пласта США планируют к 2035 году увеличить добычу нефти из плотных сланцевых пород вдвое.

  Запасы сланцевой нефти

Необходимо сказать несколько слов о понятии сланцевая нефть. В Америке, где сланцевая нефть стала играть существенную роль в повышении нефтедобычи, под этим термином часто понимают нефть двух видов. Сланцевой называют нефть, получаемую из горючих сланцев, которая по своим свойствам (плотности, вязкости) значительно отличается от традиционной легкой нефти. Одновременно с этим часто тем же самым термином обозначают нефть по свойствам аналогичную обычной легкой нефти, но содержащуюся в плотных низкопористых низкопроницаемых коллекторах (сланцах). Чтобы разделить эти два вида нефти (оба из которых добываются из сланцев) специалисты пользуются двумя терминами: shale oil – для высоковязкой сланцевой смолы из горючих сланцев, требующей дополнительной обработки для превращения ее в нефть и tight oil – для легкой нефти, содержащейся в коллекторах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Поскольку основная цель этой статьи показать наличие альтернативных источников углеводородного сырья, для упрощения и та и другая нефть здесь преимущественно называется сланцевой. Даже, несмотря на то, что для извлечения shale oil и tight oil требуются разные технологии и подходы.

В России начальной точкой отсчета в развитии сланцевой промышленности можно считать 1918 год, когда было принято постановление о добыче и переработке горючих сланцев, организованы систематическое изучение, разведка запасов и их промышленная разработка. Наиболее активно сланцевая промышленность развивалась в 1960-1990 гг. В эти годы велась активная разработка месторождений Прибалтийского и Волжского бассейнов (Эстонское, Ленинградское, Кашпирское, Общесыртовское месторождения). Разработка месторождений велась посредством добычи горючего сланца с последующей его переработкой.

Пиковый уровень добычи в СССР достигал 36 млн. тонн горючего сланца в год. Значительная часть добычи приходилась на Эстонскую ССР. Добыча и переработка горючего сланца продолжается в Эстонии и по сей день. В России же большая часть сланцевых шахт закрылась ввиду экономической неэффективности.

На сегодняшний день ex-situ process, т.е. добыча сланцевой породы для извлечения из нее углеводородного сырья является низкоэффективной. Основные перспективы связаны с in-situ process, т.е. добычей сланцевой нефти непосредственно из пласта (либо сразу, если это достаточно легкая нефть, либо после предварительного термического или химического воздействия на углеводородный и/или органический материал, содержащийся в пласте).

Вслед за успехами США в развитии технологий добычи сланцевого газа и успешной адаптации этих технологий для добычи нефти из плотных коллекторов в России также обращают все большее внимание на развитие соответствующих технологий. В настоящее время в России наиболее перспективной считается так называемая Баженовская свита в Западной Сибири.

Площадь в 2,3 млн км2, что примерно соответствует площади американского штата Техас и Мексиканского залива вместе взятых. И это в 80 раз больше площади месторождения Баккен, с которым в США связывают огромные перспективы. Баженовскую формацию в перспективе планирует разрабатывать компания Роснефть совместно с американской ExxonMobil и норвежской Statoil.

Сланцевая нефть - один из важнейших «резервов» для дальнейшего развития топливно-энергетического комплекса.На сегодняшний день технологии добычи сланцевой нефти все еще находятся в начальной стадии развития. Себестоимость получаемого сырья хотя и имеет тенденцию к снижению, но, тем не менее, значительно выше себестоимости добычи традиционной нефти. Поэтому сланцевая нефть остается пока скорее перспективным резервом на будущее и вряд ли значительно повлияет на существующий рынок нефти. Такой же «революции», какая случилась на газовом рынке в связи с развитием добычи сланцевого газа, на рынке нефти ждать не приходится.

  Джордж Митчел - отец сланцевой революции

Так называемая «сланцевая революция» – крупнейшая инновация, произошедшая в энергетическом секторе США в начале XXI века. Волна от этой революции прокатилась по всему миру как цунами, до неузнаваемости изменив ландшафт мирового энергетического сектора. Благодаря росту добычи сланцевого газа Америка из импортера сжиженного газа постепенно превращается в его экспортера. И это меняет весь баланс спроса и предложения на мировом газовом рынке. Влияние этого цунами ощущается даже в условиях долгосрочных контрактов на поставку трубопроводного газа, которые только недавно казались незыблемыми и нерушимыми.

Инновации меняют наш мир, меняют наши представления о мире, но происходят они не сами по себе. За каждой такой прорывной инновацией стоят определенные люди, которые своими действиями, своим трудом и упорством обеспечивают их появление.

Бум, который мы наблюдаем в добыче сланцевого газа в США, обязан своим происхождением множеству различных факторов. Но наибольший вклад в его возникновение был сделан одним человеком – Джорджем Митчеллом. Именно он увидел скрытый потенциал в применении хорошо известной технологии гидроразрыва к низкопроницаемым сланцевым пластам.

Джордж Митчелл родился в 1919 году в городке Гальвестон, штат Техас. Получил высшее образование в Texas A&M University в области нефтяного инжиниринга с геологическим уклоном. По окончании университета Митчелл всю вторую мировую войну прослужил в армии в инженерном корпусе. Возвратившись к гражданской жизни, он не стал искать счастья в крупных нефтегазодобывающих компаниях. Вместо этого он предпочел делать карьеру в небольших независимых компаниях, что оказалось весьма дальновидным решением. Поначалу он работал в качестве консультанта в небольшой недавно созданной геологоразведочной компании. Через некоторое время он стал полноправным партнером организации. А в 1959 году возглавил компанию став ее президентом. За свою трудовую деятельность Митчелл принял участие в бурении порядка десяти тысяч скважин, из них более 1000 поисковых. Он и его компания выявила свыше 200 нефтяных и 350 газовых залежей.

Разработкой сланцевых залежей Джордж Митчелл заинтересовался, в общем-то, вынужденно. По существующим контрактам ему необходимо было обеспечивать значительные поставки газа, а его запасы на месторождениях, находящихся в активной разработке, быстро истощались. Вовлечение в разработку газовых запасов в плотных сланцевых пластах было единственным шансом обеспечить выполнение условий контрактов. Проблема была в том, что разработка таких пластов была совершенно нерентабельна. И никто не мог найти экономически приемлемый подход к таким залежам.

Компания Джорджа Митчелла Mitchell Energy & Development Corp. была не единственной, которые пытались разрабатывать сланцевые залежи. Многие компании – как крупные, так и более мелкие – проявляли интерес к огромным сланцевым запасам. Попытки разработать рентабельный способ извлечения газа из плотных сланцевых пластов предпринимались десятками компаний. Все они в конечном итоге разочаровались в этой затее и сошли с дистанции. Но не Mitchell Energy. Упорство главы компании, Джорджа Митчелла, всегда было его отличительной чертой. Митчелл потратил десять лет и 6 миллионов долларов на решение проблемы добычи сланцевого газа. Хотя все это время со всех сторон он только и слышал, что он зря теряет время и деньги.

Начиная с 1980-х компания Джорджа Митчелла экспериментировала с применением различных разновидностей гидроразрыва на сланцах месторождения Барнетт, расположенного в Техасе. Было потрачено много времени и денег на бурение скважин, но объемы добычи оставались незначительными. Энтузиазм инженеров-нефтяников, бьющихся над решением задачи, давно угас. Все большее беспокойство проявлял и совет директоров компании. Но Митчелл был непреклонен. Они должны были найти правильное решение. В конце концов, в 1998 году специалистам компании удалось подобрать подходящую технологию. И начиная с этого года добыча на месторождении начала бурно расти.

Этот факт не ускользнул от внимания генерального директора компании Devon Energy Ларри Николса. Компания Devon Energy также пыталась найти рентабельный способ разработки сланцевых запасов. Но ее попытки не увенчались успехом. Поняв, что Mitchell Energy удалось совершить технологический прорыв, Devon выкупила компанию у Джорджа Митчелла за 3,5 млрд. долларов. Впоследствии и другие компании освоили методы и технологии, которые стали основой успеха компании Митчелла. И сланцевый бум захлестнул весь североамериканский континент.

К тому времени Джорджу Митчеллу было уже за 80. Отец десятерых детей, он посвятил свое время и значительную часть своего состояния различным благотворительным и социальным программам. К 2011 году общая сумма его пожертвований университетам и исследовательским организациям достигла 159 миллионов долларов.

Умер Джордж Митчелл в 2013 году в возрасте 94 лет в своем родном городе Гальвестон, штат Техас.

По мнению журнала The Economist «Немногие бизнесмены сделали так много, сколько сделал Джордж Митчелл, чтобы изменить этот мир». Хотя он не открывал сланцевые нефть и газ – геологические исследования открыли их задолго до него. И не изобретал гидравлический разрыв пластов – эта технология была известна и использовалась с конца 1940-х годов. На самом деле немногие из великих предпринимателей изобретали что-то совершенно новое. Величие Джорджа Митчелла в его визионерстве и твердости характера. Он был убежден, что технология гидроразрыва может предоставить доступ к огромным запасам энергии, содержащимся в сланцах месторождения Барнетт, и продолжал эксперименты, пока они не увенчались успехом.

Со всей уверенностью можно сказать, что революция, которую совершил Джордж Митчелл, пронзая скважинами землю в техасской грязи, изменила мир не меньше, чем алгоритмы, созданные в силиконовой долине.

  Гидравлический разрыв пласта - основа добычи сланцевой нефти

Первые попытки интенсификации добычи нефти из нефтяных скважин были предприняты еще в 1890-х годах. В США, где добыча нефти в это время развивалась стремительными темпами, был успешно испытан метод стимулирования добычи из плотных пород с помощью нитроглицерина. Идея состояла в том, чтобы взрывом нитроглицерина раздробить плотные породы в призабойной зоне скважины и обеспечить увеличение притока нефти к забою. Метод успешно применялся некоторое время, несмотря на свою очевидную опасность.

Примерно в это же время был разработан метод интенсификации добычи нефти посредством обработки призабойной зоны скважины кислотой. Первые кислотные обработки, по некоторым данным, были выполнены в 1895 году. Авторство в изобретении метода приписывается Герману Фрешу, главному химику на нефтеперерабатывающем заводе Solar компании Стандарт Ойл. Патент по кислотной обработке Фреш получил 17 марта 1896 г. Он касался химического агента (хлористоводородной кислоты), который способен реагировать с известняком, в результате чего образуются растворимые продукты. Эти продукты в дальнейшем выносятся из пласта вместе со скважинными флюидами.

Как и для всех инноваций, потребовалось некоторое время, чтобы это новшество прижилось. На то, чтобы осознать все преимущества кислотных обработок ушло 30 лет. Применение метода в промышленных масштабах началось только в 30-х годах 20-го века.

В процессе этих первых интенсифицирующих кислотных обработок было выяснено, что под действием давления возможен разрыв пласта. Так зародилась идея гидравлического разрыва пласта, первая зафиксированная попытка которого была предпринята в 1947 году. Попытка оказалась неуспешной, но она вдохновила на дальнейшие изыскания в этой области.

Первый коммерчески успешный гидроразрыв пласта был осуществлен в 1949 году в США, после чего их количество стало резко возрастать. К середине 50-х годов количество проводимых ГРП достигло 3000 в год. В 1988 году общее количество проведенных ГРП перевалило за 1 млн. операций. И это только в США.

В отечественной практике метод ГРП начали применять с 1952 года. Пик применения метода был достигнут в 1959 году, после чего количество операций снизилось, а затем и вовсе прекратилось. С начала 1970-х и до конца 1980-х ГРП в отечественной нефтедобыче в промышленных масштабах не проводились. В связи с вводом в разработку крупных нефтяных месторождений Западной Сибири потребность в интенсификации добычи попросту отпала. Возрождение практики применения ГРП в России началось только в конце 1980-х.

В настоящее время лидирующие позиции по количеству проводимых ГРП занимают США и Канада. За ними следует Россия, в которой применение технологии ГРП производят в основном на нефтяных месторождениях Западной Сибири. Россия – практически единственная страна (не считая Аргентины) за пределами США и Канады, где ГРП является привычной практикой и воспринимается вполне адекватно. В других странах применение технологии гидроразрыва затруднено из-за местных предубеждений и недопонимания технологии. В некоторых странах действуют существенные ограничения по использованию технологии ГРП вплоть до прямого запрета на ее применение.

Сущность метода ГРП заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости под высоким давлением, в результате чего происходит разрыв горной породы и образование новых или расширение существующих трещин. Для сохранения трещин в открытом состоянии при снижении давления в них вместе с жидкостью закачивают закрепляющий агент – проппант. Жидкость, передающая давление на породу пласта, называется жидкостью разрыва.

Трещина разрыва, образующаяся в результате ГРП, может быть горизонтальной или вертикальной. Разрыв горной породы происходит в направлении, перпендикулярном наименьшему напряжению. Как правило, до глубины порядка 500 метров в результате гидроразрыва возникают горизонтальные трещины. На глубине ниже 500 метров возникают вертикальные трещины. Поскольку продуктивные нефтенасыщенные пласты залегают, как правило, на глубине ниже 500 метров, трещины разрыва в нефтяных скважинах всегда вертикальные.

Различают проппантный гидроразрыв и кислотный гидроразрыв.

Проппантный ГРП – гидроразрыв с использованием проппанта – расклинивающего материала, который закачивают в процессе ГРП для предотвращения смыкания созданной трещины. Эта разновидность ГРП используется, как правило, в терригенных пластах.

Когда говорят о гидравлическом разрыве пласта, чаще всего подразумевают именно проппантный ГРП.

Кислотный ГРП – гидроразрыв, при котором в качестве жидкости разрыва используется кислота. Применяется в случае карбонатных пластов. Созданная с помощью кислоты и высокого давления сеть трещин и каверн не требует закрепления проппантом. От обычной кислотной обработки отличается гораздо большим объемом использованной кислоты и давлением закачки (выше давления разрыва горной породы).

Основные факторы, от которых зависит успешность ГРП:

- правильный выбор объекта для проведения операций;

- использование технологии гидроразрыва, оптимальной для данных условий;

- грамотный подбор скважин для обработки.

Широкомасштабное применение ГРП в течение длительного периода времени (уже более 50 лет) подтверждает экологическую безопасность метода. Работы по проведению ГРП проводятся под контролем государственных регулирующих органов и супервайзеров самих нефтяных компаний. Поскольку нефтяные пласты залегают на больших глубинах (1000-3000 м) влияние процесса на поверхностные и грунтовые воды исключено. Сама конструкция нефтяных скважин с использованием нескольких колонн призвана обеспечить экологическую безопасность процесса нефтедобычи и работ, проводимых в скважинах.

Технология ГРП прошла большой путь – от единичных операций до самого мощного инструмента увеличения продуктивности скважин и управления разработкой пласта. В настоящее время многие нефтяные месторождения своей разработкой обязаны методам гидроразрыва пласта. Например в США, где технология ГРП применяется чрезвычайно широко, примерно 25-30% всех запасов стали промышленно доступными именно благодаря этой технологии. По оценкам экспертов, гидроразрыв способствовал увеличению извлекаемых запасов нефти в Северной Америке на 8 млрд. баррелей.

Новая технология добычи нефти из битуминозных песков (технология N-Solv)

Благодаря высоким ценам на нефть, а также общему ухудшению мировой структуры запасов нефти, все больше и больше внимания уделяется развитию новых технологий добычи труднодоступного углеводородного сырья. В Канаде, запасы битумной нефти которой превышают запасы нефти Саудовской Аравии, успешно развиваются технологии разработки битуминозных песков (tar sands).

Один из способов, ставший уже традиционным, - это добыча нефтеносного песка карьерным способом с последующей обработкой горячей водой для отделения от него нефти. Другой способ, зарекомендовавший себя как коммерчески успешный, это метод парогравитационного дренажа(SAGD), предполагающий бурение парных горизонтальных скважин с закачкой пара в скважину расположенную в пласте на 5 м выше другой. Существуют также «холодные» методы добычи битума, предполагающие вместо закачки пара обработку битума в пласте растворителем (метод VAPEX).

Все эти методы имеют два существенных недостатка:

- достаточно высокая себестоимость получаемой нефти;ущерб,

- наносимый окружающей среде в процессе добычи.

Новая технология N-Solv, представляющая собой модифицированный метод закачки растворителя в пласт, позволяет увеличить добычу нефти из нефтеносных песков, снизить себестоимость нефти и свести воздействие на окружающую среду к минимуму.

В технологии N-Solv в качестве растворителя используется природный газ (пропан), что требует значительно меньше энергии по сравнению с использованием пара. Растворитель нагревают до невысокой температуры (~ 50°C) и закачивают в нефтеносный песок. Растворитель разлагает битум, самые тяжелые компоненты битума остаются под землей, а более легкая нефть и растворитель, пригодный для повторного использования, поднимаются наверх. Кроме того, масса получается менее вязкой, чем при традиционном подземном способе, и ее можно сразу транспортировать по нефтепроводу.

Сама идея использовать газ в качестве растворителя для извлечения нефти была предложена в 70-х годах прошлого века. Но из-за низкой скорости процесса растворения битума по сравнению со скоростью движения газа в пласте технология оказалась не применимой. Развитие современных технологий добычи позволили довести идею до практически реализуемого и коммерчески привлекательного метода разработки.

Использование технологии горизонтального бурения скважин, адаптированной для использования в нефтеносных песках, позволило увеличить площадь контакта с породой и соответственно ускорить процесс растворения битума, а также увеличить темп отбора нефти. Модернизация самой технологии N-solv посредством нагревания растворителя, а также очистки его от примесей метана позволило значительно повысить эффективность процесса. Было выяснено, что присутствие метана в пласте значительно ухудшает процесс теплообмена на границе растворитель-битум. А использование чистого растворителя нагретого до умеренной температуры обеспечивает очень эффективный механизм по удалению метана из пласта.

Испытание технологии на битумных залежах Атабаски показало значительно более высокую эффективность метода N-solv по сравнению с методом VAPEX, а также довольно широко используемым методом SAGD.

Преимущества технологии N-solv

Технология N-Solv – это «чистая» технология разработки битумных песков:

- нет необходимости в использовании воды;Значительно снижает выбросы парниковых газов (на 85%);

- технология N-Solv обеспечивает практическую применимость для разработки залежей тяжелой нефти и природного битум;

- подходит для выработки маломощных коллекторовДля начала добычи требуются меньшие капиталовложенияНе требует дальнейшей модернизации и адаптацииТребования к агенту закачки ниже по сравнению с технологией SAGD;

- применение технологии окупается быстрее при меньшем риске. Технология N-Solv остается коммерчески привлекательной при цене на нефть порядка 30 долл. за баррель.

Переработка нефти

Сырую нефть из скважины практически не используют в чистом виде. Перед вами место, где ее преобразуют в необходимые человеку продукты, – нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). Именно сюда сырье доставляется по трубопроводам, железной дороге или морскими танкерами, чтобы после переработки получить бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо,смазочные масла, парафин и сырье для нефтехимических производств.

Итак, после долгого или короткого путешествия нефть поступила в резервуар НПЗ. Что дальше? Сначала из нее удаляют механические примеси и растворенные газы, очищают от лишней соли и воды на электрообессоливающих установках. На этой же стадии определяют и свойства сырья.

Казалось бы, при текущем уровне научно-технического прогресса можно без труда определить химический состав сырой нефти. Но проблема в том, что распознать сотни и сотни химических соединений в условиях заводской лаборатории – задача исключительно сложная. Поэтому нефть делят на фракции в зависимоcти от температуры кипения и плотности. В лаборатории проводят «тренировочную» перегонку, чтобы узнать, какое количество бензина, керосина, смазочных масел, парафина и мазута можно получить из поступившей на завод нефти. (Нефти сильно различаются по химическому составу, поэтому из одних можно получить больше смазочных масел и парафинов, из других – больше бензина.) И только после этого приступают к промышленной перегонке.

Этот интересный процесс происходит в ректификационной колонне – специальном аппарате для разделения нефти на фракции. Если вы когда-нибудь проходили или проезжали мимо нефтеперерабатывающего завода, вы наверняка видели эти огромные сооружения: высота такой колонны может превышать 60 м. Будучи настоящим произведением технологического искусства, она позволяет разделить субстанции, температура кипения которых отличается менее чем на 6oС.

Нефть, нагретую в змеевике до 320-390oС, подают в колонну в виде смеси горячей жидкости и пара. Там пары тяжелых, а потом легких фракций последовательно конденсируются и оседают на специальных тарелках – их может быть от 30 до 60. В результате получают прямогонный бензин (температура кипения 30-160oС), нафту, которую еще называют лигроином (105-160oС), керосин (160-230oС), газойль (230-400oС) и мазут, остающийся после отделения остальных фракций.

Бензин и нафту затем подвергают каталитическому риформингу. При температуре 320-520oС и давлении в 15-40 атмосфер в присутствии платиновыхкатализаторов получают бензин с высоким октановым числом и ароматические углеводороды – бензол, толуол, ксилол и другие. Последние используются в качестве сырья для нефтехимической промышленности. Кроме того, во время процесса риформинга выделяется водород, который можно использовать, например, для гидроочистки.

На гидроочистку направляют керосины и газойли, чтобы в водородной среде с использованием катализаторов удалить серу, азот, металлы и другие нежелательные примеси. Керосин, который в зависимости от его свойств делят на авиационный, тракторный и осветительный, после очистки можно использовать по назначению. А газойль отправляют либо на смешивание, чтобы получить из него дизельное топливо, либо на каталитический крекинг (так называют расщепление больших молекул углеводородов на две или более под действием температуры около 500oС и, конечно, катализаторов).

Мазут до конца XIX века выбрасывали как отходы производства. Сейчас его применяют как жидкое котельное топливо или используют как сырье для дальнейшей переработки – вакуумной перегонки. Тяжелые фракции невозможно перегнать при атмосферном давлении – при необходимой для их кипения высокой температуре начинается разрушение молекул. А в условиях вакуума их перегонку можно осуществлять при пониженной температуре – около 400oС. В результате получают продукцию, которая подходит для переработки в моторное топливо, масла, парафины и церезины, и тяжелый остаток – гудрон. Продувая гудрон горячим воздухом, получают битум. Из остатков перегонки и крекинга также производят кокс.

На разных НПЗ предусмотрены разные наборы технологических процессов. Обязательны перегонка сырой нефти, гидроочистка и каталитический риформинг. При таком наборе выход светлых нефтепродуктов (бензина и реактивного топлива) составляет около 40% от общего количества продукции. Эта схема нефтепереработки считается простой. Однако в условиях роста цен на нефть и нефтепродукты, а также ужесточения экологических требований особое значение приобрело увеличение выхода именно светлых нефтепродуктов. Поэтому сегодня на современных производствах активно внедряются новые технологии. Применение установок каталитического крекинга, гидрокрекинга ивисбрекинга, а также процессов гидрообессеривания, коксования и термического крекинга позволяют получать свыше 90% светлых нефтепродуктов, соответствующих самым высоким экологическим стандартам.

Процесс переработки нефти приводит к выбросу в атмосферу разнообразных химических соединений , сопровождается шумом и тяжелыми запахами, а также может привести к возгоранию и взрывам. Поэтому весьма строгие требования сегодня предъявляются и к размещению НПЗ. В соответствии с современными экологическими стандартами, завод должен располагаться на разумном расстоянии от жилых кварталов и вблизи от транспортных артерий, по которым доставляют сырье и забирают продукцию. Поскольку на многих НПЗ требуется большое количество пара и охлаждающей воды, важно, чтобы рядом был водоем – река, а лучше море. Нередко заводы располагают рядом с портами для облегчения транспортировки конечных нефтепродуктов при помощи морского транспорта.

Интересные факты

Еще в начале нашей эры нефть перегоняли, чтобы уменьшить неприятный запах. В русских и иностранных лечебниках 15-17 веков, рекомендующих нефть как средство для лечения воспалений, приводились способы перегонки нефти по методу римского врача Кассия Феликса и арабского ученого Авиценны.

Российские исследователи считают, что первое в России и в мире предприятие по переработке нефти построили в 1745 году на реке Ухта братья Чумеловы. На нем делали осветительный керосин и смазочные масла.

На Западе, однако, полагают, что первым в мире перегонкой нефти на промышленной основе занялся Игнасий Лукашевич, работавший в 1854-56 годах рядом с городом Ясло в Австро-Венгерской империи (территория современной Польши).

Знаменитый инженер, автор телебашни на Шаболовке В. Г. Шухов внес огромный вклад в развитие нефтяной промышленности. Он не только построил первый в России нефтепровод и танкер, но и создал первую в мире установку термического крекинга нефти вместе с помощником С. П. Гавриловым. Другими словами, российские инженеры изобрели промышленный процесс получения автомобильного бензина. Технология была запатентована в 1891 году.

В течение большей части 20 века нефтеперерабатывающий завод в иранском городе Абадане был самым крупным в мире. Он серьезно пострадал во время ирано-иракской войны. Сегодня крупнейшим считают нефтеперерабатывающий комплекс Centro de Refinación de Paraguaná в Венесуэле, который производит 956 000 баррелей нефтепродуктов в день.

«Нефтяной остров» на озере Эмэннинген в Швеции считается старейшим нефтеперерабатывающим предприятием, сохранившимся до наших дней. Пер Август Элунд построил этот завод в 1875 году и уже через год получил разрешение на переработку 1 000 баррелей нефти в год. Предприятие было остановлено в 1902 году и сегодня является частью исторической экспозиции Экомузея «Бергслаген».

Нефтехимическое производство

Сложный химический состав нефти делает ее богатейшим сырьем для изготовления предметов, окружающих нас в повседневной жизни. Нефть нужна для производства пластмасс, резины, растворителей, моющих средств, удобрений, лекарств, косметики и даже пищевых продуктов. Однако прежде чем изготовить все эти необходимые нам каждый день товары, необходимо синтезировать из нефти сырье для промышленного производства. Этим занимаются на нефтехимическом заводе.

Самыми важными для химического производства являются алкановые, олефиновые и ароматические углеводороды. Их можно назвать первичными исходными углеводородами.

Алканы (метан, этан, пропан и бутан), а также олефины (этилен, пропилен, бутилен) получают путем крекинга нефтепродуктов. Алканы затем преобразуют в парафины путем пиролиза.

Перерабатывая метан, из которого, кстати, на 90% состоит природный газ, получают метанол (метиловый спирт), аммиак и метилхлорид. Из аммиака делают, в частности, удобрения (нитрат и сульфат аммония), мочевину и гидразин, который можно использовать как ракетное горючее.

Метанол – это антифриз и одновременно сырье для получения формальдегида, применяемого в производстве синтетических смол и пластмасс, для синтеза многих лекарств и красителей, для дубления кож, а также как дезинфицирующее, антисептическое и дезодорирующее средство.

Этилен – самый «популярный» из первичных исходных углеводородов. Из него получают этиленоксид, этиловый спирт, этилхлорид, дихлорэтан и знакомый каждому полиэтилен, из которого делают многие виды пластмасс. Кроме того, этилен и пропилен перерабатывают в этилен-пропиленовый каучук, обладающий повышенной устойчивостью к истиранию. Из такого каучука делают ударопрочные пластмассы, велосипедные шины, изоляцию для проводов и кабелей и прочие вещи, для которых важна износостойкость. Этиловый спирт – не только растворитель, но и сырье для получения уксусной кислоты и уксусного ангидрида, нужного для производства ацетатного волокна и целлофана. Интересно, что этилен сам по себе используется в сельском хозяйстве – он ускоряет созревание плодов и не дает спелым плодам упасть с веток.

Дихлорэтан применяют для получения винилхлорида, который при полимеризации дает поливинилхлорид. Мягкие пластмассы, произведенные из этого вещества, окружают нас повсюду в виде линолеума и плиток для полов, облицовки стен и обивки мебели, искусственной кожи. Еще из дихлорэтана получают винилиденхлорид (1,1-дихлорэтилен) – базовый исходный материал используется в основном для упаковки пищевых продуктов, материалов для обивки, для изготовления волокон, щетины и латексных покрытий и для изготовления труб для химического оборудования.

Пропилен нужен прежде всего для получения изопропилового спирта. Большую часть этого спирта окисляют в ацетон, из которого синтезируют самые разные химические вещества, а также, например, плексиглас. Из пропилена и бензола делают кумол, который при окислении дает одновременно фенол и ацетон. Еще из пропилена получают аллилхлорид – промежуточное соединение для синтеза глицерина.

Из бутилена делают бутадиен для производства синтетического каучука, а также бутиловые спирты – растворители и сырье. Ароматические углеводороды (бензол, толуол и ксилол) получают из бензиновых фракций нефти при помощи каталитического риформинга, а также путем пиролиза нефтепродуктов, оставшихся при производстве этилена и пропилена. Бензол нужен для производства стирола, из которого путем полимеризации делают полистирольные пластмассы, фенола, который является сырьем для еще одного вида пластмасс, а также анилина – из него делают красители, ускорители вулканизации, полиуретаны, пестициды и даже лекарственные средства. Еще бензол используют для повышения октанового числа в моторном топливе и в качестве растворителя и экстрагента в производстве лаков, красок, моющих средств.

Толуол применяется в производстве взрывчатого вещества тринитротолуола, сахарина и других продуктов.

Ксилол, имеющий три изомера – о-ксилол, м-ксилол и п-ксилол, нужен для изготовления полимерных покрытий, дакронового волокна, майларовых пленок и нескольких типов пластмасс и пластификаторов.

‌‌‌

Приведенный список веществ, вырабатываемых из нефти, далеко не полон, но и он дает представление о том, насколько многообразен мир продуктов нефтехимии. Можно без колебаний утверждать, что эти продукты во многом определяют облик современного мира.

Интересные факты

Широко известны слова Д. И. Менделеева, предвидевшего огромную роль нефти в качестве сырья для химического производства: «Сжигать нефть – все равно что топить печь ассигнациями».

Полный цикл нефтехимического производства включает не менее семи технологических переделов. Иногда стоимость продукции конечного передела может в 100 раз превышать стоимость исходного сырья. Использование нефти в качестве сырья для химического производства началось в 1920-е годы. К концу века более трети всей продукции химической промышленности делалось из нефтепродуктов.

В качестве сырья для химической промышленности нефть и газ заменили каменный уголь, зерно, мелассу и древесину.

  Экология переработки нефти

Минимальное воздействие нефтеперерабатывающего производства на окружающую среду возможно при тщательном соблюдении технологий производства. Современные разработки позволяют рационально использовать природные ресурсы и предотвращать и оперативно ликвидировать возникающие загрязнения.

Многие аварии происходят из-за того, что на НПЗ используются устаревшие технические решения, поэтому важным методом превентивной защиты является постоянный контроль над состоянием оборудования и использование новых технологий. Другая частая причина – человеческий фактор, поэтому обучение сотрудников и соблюдение техники безопасности становятся первоочередными мерами по охране окружающей среды.

Для того чтобы следить за состоянием окружающей среды, на заводах создают системы экологического мониторинга, оборудуя лаборатории современными приборами. Это позволяет всегда «держать руку на пульсе» и оперативно принимать необходимые решения по снижению выбросов и ликвидации вредных последствий. Для оперативного устранения последствий аварий на НПЗ создаются специальные бригады специалистов, которые всегда готовы к локализации и ликвидации разливов нефти, а также к устранению последствий вредных выбросов.

Рациональное использование водных ресурсов – актуальная задача сегодняшнего дня. Для ее решения современные заводы переходят на малосточную схему – это значит, что очищенная вода вновь используется для технических нужд. Такая система называется «оборотным водоснабжением». Отработанную воду очищают с помощью комплекса механических, физико-химических и биотехнологических методов. При этом на прогрессивных НПЗ начинают отказываться от очистки воды хлором, поскольку выбросы этого вещества крайне опасны для здоровья людей.

Еще одна важнейшая задача, которую решают на НПЗ – переработка нефтесодержащих отходов. Среди самых перспективных технологий – специальные центрифуги, на которых нефтешлам (отходы, остающиеся после выделения ценных фракций) разделяется на три составляющие – воду,нефтепродукты и твердое вещество. Получаемые нефтепродукты можно сразу же использовать в качестве топлива в котельной, а вода направляется на дальнейшую очистку.

Другой популярный и перспективный метод – биотехнологический. Он основан на использовании микроорганизмов, утилизирующих углеводороды, и позволяет максимально быстро очищать воду и почву от нефтепродуктов. Поэтому его используют как для устранения последствий аварий, так и для регулярной обработки отходов на заводах. Нефтешлам поступает на специально оборудованные площадки, защищенные от проникновения нефтепродуктов в почву.

Его смешивают с субстратом, обрабатывают биопрепаратом и периодически увлажняют и перемешивают, чтобы создать благоприятные условия для микроорганизмов. Завершив процесс, площадку освобождают, чтобы переработать новую партию отходов.

Реализуя полный комплекс природоохранных мер, нефтеперерабатывающие заводы обеспечивают себе возможность дальнейшего развития, так как в современных условиях существование любого предприятия, а особенно нефтеперерабатывающего, напрямую зависит от экологической безопасности его деятельности.

Источники и ссылки

  Источники текстов, картинок и видео

ngfr.ru - нефть и газ

ru.wikipediaa.org - всемирная энциклопедия Википедия

dic.academic.ru - словари и энциклопедии на портале Академик

bibliotekar.ru - электронная онлайн-библиотека Библиотекарь

enc.fxeuroclub.ru - энциклопедия форекс

youtube.ru - видеохостинг

traditio-ru.org - Российская энциклопедия

rutube.ru - видеохостинг с различным видео

chem21.info/ - Справочник химика 21

vseonefti.ru/ - популярная энциклопедия о нефти

bibliofond.ru - электронная онлайн-библиотека Библиофонд

grandars.ru - электронная экономическая энциклопедия Грандарс

dictionary-economics.ru - онлайн-словарь экономических терминов

tolkslovar.ru - онлайн-сборник толковых словарей

ria.ru - сайт информационного агентства РИА-новости

asiareport.ru - информационно-новостной сайт Азиатский репортер

offshore-mag.ru - издание посвященное вопросам разработки углеводородных ресурсов

mineral.ru - все о минерально-сырьевом комплексе России и мира

mining-enc.ru - горная энциклопедия онлайн

ia-centr.ru - Информационно-аналитический центр по изучению общественно-политических процессов на постсоветском пространстве

ru.oxu.az - Информационное агентство представляет новости об актуальных и интересных событиях, происходящих в стране, регионе

geographyofrussia.com - онлайн энциклопедия по географии для школьников

m.forbes.ru - новостной интернет журнал

wikiznanie.ru - большая универсальная гипертекстовая электронная энциклопедия

telenir.net - онлайн библиотека гуманитарной и технической литературы

classes.ru - ресурс с онлайн-словарями иностранных языков

slovorus.ru - сборник электронных толковых словарей

my-dictionary.ru - толковый словарь и помощник кроссвордиста онлайн

ymniki.ru - электронный толковый словарь русского языка

investments.academic.ru - свободная виртуальная энциклопедия инвестора

vladi13mir.narod.ru - ресурс со статьями об экономике, производстве, финансах

rodinarus.ru - познавательный информационный ресурс со статьями на разные темы

td-np.ru - сайт ТД "Нефтепродукт", занимающегося продажей топлива

chem21.info - онлайн справочник по химии и химической технологии

trader-oil.ru - ресурс о поставках продуктов нефтепереработки

himkniga.com - электронный образовательный справочник по химии

lider-invest.com.ua - сайт с информацией об украинских нефтепродуктах

psciences.net - сайт с научно-популярными материалами

metaprom.ru - торгово-промышленная виртуальная площадка

newsland.com - информационно-дискуссионный новостной портал

torgoil.com.ua - ресурс с материалами об оптовой торговле нефтепродуктами

lider-invest.com.ua - ресурс об украинских продуктах нефтепереработки

studfiles.ru - студенческий файловый архив с материалами на разную тематику

grain-oil.narod.ru - образовательный ресурс о разных видах нефтепродуктов

uadaily.net - информационно-аналитическое электронное издание

ru.knowledgr.com - информационный образовательный портал на разные тематики

ngpedia.ru - Большая электронная энциклопедия нефть и газа

e-him.ru - образовательный ресурс о нефтехимических технологиях

alhimik.ru - ресурс с новинками в области химической промышленности

asiareport.ru - сайт о деловых хрониках Востока

rosinvest.com - информационный ресурс о венчурах, управлении, инвестициях.

neftepro.ru/ - ингересные статьи о нефти

  Ссылки на интернет-сервисы

forexaw.com - информационно-аналитический портал по финансовым рынкам

Google.ru - крупнейшая поисковая система в мире video.

myshared.ru - для публикации резентаций в формате PowerPoint (ppt) в сети интернет

Гугл.com - поиск видео в интернете черег Google Inc. translate.

Google.ru - переводчик от поисковой системы Гугл maps.

Гугл.ru - карты от Гугл для поиска мест описываемых в материале

Yandex.ru - крупнейшая поисковая система в Российской Федерации

wordstat.Yandex.ru - сервис от Яндекса позволяющий анализировать поисковые запросы

video.Yandex.ru - поиск видео в интернете через Яндекс images.

Yandex.ru - поиск картинок через сервис Яндекса

maps.Yandex.ru- карты от Яндекса для поиска мест описываемых в материале

slovari.Yandex.ua - сервис словарей на Яндексе

help.Yandex.ru - сервис компьютерной помощи на Яндексе

  Создатель статьи

Автором данной статьи является Швец Валерий Николаевич

vk.com/id321263601 - профиль автора Вконтакте

facebook.com/walersh - профиль автора в Фейсбук

ok.ru/messages/458971854284 - профиль автора в Однокласниках

plus.google.com/112902009004204241200 - профиль автора в Гугл+

m.my.mail.ru/gmail.com/walersh/ - профиль автора в Мой мир

twitter.com/walersh - профиль автора в Твитере

waler61.livejournal.com - блог автора в Живом Журнале

Корректировщик статьи - Джейкоб

Рецензент статьи - профессор, д. э. н. Хайзенберг

Главный редактор ForexAW.com - Варис смотрящий