Нефть и природный газ ценные полезные ископаемые

Не секрет, что нефть — это одно из ценнейших полезных ископаемых в мире. Так вот, Россия — это одна из немногих стран, где этого добра очень даже не мало. Добыча жидкого углеводородного топлива у нас ведётся еще с петровских времен, а возможно, и еще раньше. По запасам нефти Россия занимает 8 место в мире, а вот по добычи находится на 2-3 месте в зависимости от года. Сегодня предлагаю вспомнить наши основные нефтяные кладовые.

Самотлорское месторождение

Расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа. Названо так в честь озера Самотлор, под дном которого это месторождение и расположено. Территориально эта кладезь нефти, занимающая 6-ое место в мировом рейтинге по размеру, находится в Ханты-Мансийском автономном округе, близ города Нижневартовска. Открыто в мае 1965 года, когда из скважины Р-1, пробуренной у озера Самотлор бригадой Г. Норкина, забил фонтан нефти. Разведку месторождения проводила Мегионская нефтеразведочная экспедиция под руководством В. Абазарова. Бурение первой эксплуатационной скважины на Самотлоре было начато зимой 1968 года. Промышленная добыча началась в 1969 году. В 1981 году была добыта миллиардная тонна нефти. На сегодняшний момент разведано и используется десять. В ближайшем будущем предполагается освоение оставшихся 8-ми пластов. Ежегодно месторождение дает около 22 000 000 тонн нефти (для сравнения — в 70-ые годы XX века добывали максимальное за весь период количество — 155 миллионов тонн). Примечательно, что между нефтяными пластами находится еще и ценный природный газ. Геологи оценивают здесь запасы нефти в размере около 7-ми мдрд тонн. Учитывая тот факт, что ранее за всю историю из Самотлора было изъято примерно 5,5 млрд тонн драгоценной нефти, почти наполовину месторождение исчерпано. Но по объему добываемых нефтяных ресурсов это месторождение занимает первое место в Западносибирском регионе.

Ромашкинское месторождение

Это второе по объему добычи «черного золота» месторождение в республике Татарстан. Названо так в честь близлежащей к зоне нефтяных залежей деревни Ромашкино. Расположено между рекой Волгой и Уральскими горами, близ города Бугульма. Открыто в 1948 году бригадой Шугуровской нефтеразведки, начальник А. Лукин. Промышленная разработка месторождения началась в 1952 году. Начальные извлекаемые запасы нефти на месторождении составляют 2,3 млрд тонн. Ежегодно месторождение гарантированно дает 15 000 000 тонн. Балансовый запас равен 5-ти миллиардам тонн, в прошлом уже добыто около 3-х млрд тонн. Владельцем и разработчиком месторождения является известная компания «Татнефть». Ромашкино считается одним из самых перспективных в плане открытия дополнительных залежей нефти районом и технологически продвинутым в нефтедобыче.

Приобское месторождение

Расположено недалеко от г. Ханты-Мансийска, по двум берегам реки Обь. Содержит более тысячи нефтедобывающих скважин. Открыто в 1982 году участниками Правдинской нефтеразведочной экспедиции под руководством Г. Сухачева, входящей в состав Ханты-Мансийской комплексной геологоразведочной экспедиции. Река Обь делит месторождение на две части — лево- и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 году, правого — в 1999 году. Начальные извлекаемые запасы нефти на месторождении составляют 1,7 млрд тонн. В основном принадлежит двум крупнейшим корпорациям – «Роснефть» и «Газпром нефть», есть небольшие участки компании «Руснефть». Ежегодно из нефтяных недр под рекой Обь добывается 40 000 000 тонн. Стратегически гарантированные запасы оценены в 5 млрд тонн. Поскольку месторождение было освоено относительно недавно, то исчерпано оно ненамного — около 1,5 млрд тонн. Потому очень перспективно и прибыльно для нефтяников.

Лянторское месторождение

Находится в Сургутском муниципальном районе Ханты-Мансийского АО, вблизи города Лянтор на реке Пим. Это крупнейшее нефтегазоконденсатное хранилище. Открыто в 1965 году Усть-Балыкской нефтеразведочной экспедицией под руководством И. Шаповалова, главный геолог — Н. Семенов. Промышленное освоение начато в 1978 году. Начальные извлекаемые запасы нефти на месторождении составляют 2 млрд тонн. По структуре добываемая здесь нефть достаточно большой плотности (по сравнению с той, что добывается на других месторождениях Югры) и находится под так называемой газовой «подушкой». В год отсюда добывается около 7 500 000 тонн. Запасы составляют около 400 млн тонн в остатке, точно установлено наличие еще 2-х млрд тонн. Запасы газа исчисляются 300-ми миллиардами м³. Владелец и оператор нефтяного месторождения – компания «Сургутнефтегаз».

Федоровское месторождение

Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе вблизи Сургута. Открыто в 1971 году с помощью скважины N62 Сургутской нефтеразведочной экспедицией. Возглавлял экспедицию Н. Морозов, главный геолог — Е. Тепляков. Названо в честь известного в Тюменской области геофизика Виктора Федорова. Начальные извлекаемые запасы нефти на месторождении составляют 1,5 млрд тонн.

Салымская группа

Находится на территории Нефтеюганского района, что в Ханты-Мансийском автономном округе (в Югре) Тюменской области, названо так по невдалеке расположенному поселку Салым. Включает в себя 3 месторождения: Западно-Салымское, Ваделыпское и Верхнесалымское. Суммарные запасы Салымской группы, которые были утверждены Государственной комиссией по запасам РФ — 239 млн тонн.

Уренгойское месторождение

Месторождение не столько нефтяное, сколько газовое. Хотя даже по нефтяной добыче относится к классу супергигантских. Находится рядом с поселком Уренгой в Ямало-Ненецкого автономном округе, практически на границе с северным полярным кругом. По запасам природного газа входит в тройку мировых лидеров (более 10-ти триллионов м³, ежегодная гарантированная добыча — 230 млрд м³). Нефть добывается в виде нефтегазового конденсата в годовом объеме 11-ти млн тонн. Уровень запасов нефти пока до конца не установлен. Громаднейшее, перспективнейшее и богатейшее месторождение, принадлежащее «Газпрому».

Мамонтовское месторождение

Находится в «нефтяном краю» — Ханты-Мансийском АО, на 40 км южнее г. Нефтеюганска, близ реки Большой Балык. Это месторождение самое крупное на сургутском своде. Было открыто в апреле 1965 года Усть-Балыкской нефтеразведочной экспедицией под руководством И. Шаповалова, главный геолог — Н. Семенов. Эксплуатация месторождения началась в марте 1970 года. Начальные извлекаемые запасы нефти на месторождении составляют 1 млрд тонн. Сейчас количество извлекаемой нефти из этого месторождения колеблется в пределах 7 — 7,5 млн тонн в год. Запасы были оценены почти в полтора миллиарда тонн. В Западной Сибири из всех месторождений запасы Мамонтовского нефтехранилища необычайно огромны — почетное 2 место после Самотлорского. Полноправный владелец — «Роснефть».

Ванкорское месторождение

Расположено в северо-восточной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в 140 км от г. Игарки и в 1400 км от Красноярска, за полярным кругом, в условиях вечной мерзлоты. Открыто в 1988 году Игарской нефтегазоразведочной экспедицией под руководством Б. Могилевского, введено в эксплуатацию в 2008 году. Извлекаемые запасы оцениваются в 490 млн тонн.

Арланское месторождение

Открыто в 1955 году в северо-западной части Башкирии, отнесено к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Было введено в разработку в 1958 году. Здесь впервые в России внедрен метод заводнения продуктивных пластов с высокой вязкостью нефти. Начальные извлекаемые запасы нефти на месторождении составляют около 500 млн тонн.

Русское месторождение

Расположено на территории Тазовского района ЯНАО в верховьях реки Таз. Открыто в 1968 году Тазовской нефтегазоразведочной экспедицией под руководством В. Подшибякина, главный геолог — Г. Быстров. Добыча нефти началась в 2008 году. Извлекаемые запасы составляют 410 млн тонн.

Туймазинское месторождение

Расположено в 180 км к западу от Уфы, входит в Волго-Уральскую нефтегазоносную провинцию. Открыто в 1937 году, разрабатывается с 1939 года. Выявлено 122 залежи. Начальные извлекаемые запасы составляют 400 млн тонн нефти. За все время эксплуатации на месторождении добыто свыше 300 млн тонн нефти.

Красноленинская группа

Это нефтегазоконденсатное месторождение расположилось в западной части округа Югры. Группа объединяет в себе 10 месторождений, самое крупное и прибыльное из которых — Талинское. Эта зона нефтяной добычи осваивалась в советское время в период с 60-ых до 80-ых (включительно) годов прошлого века. Суммарно каждый год Красноленинская группа приносит около 7 000 000 тонн нефти, а запасы горные инженеры и геологи оценили в 1,2 млрд тонн. Уникальность данных месторождений заключается в строении горных осадочных пород — они не только генерируют нефть, но и являются ее резервуаром, препятствующим утечке.

Сахалин-5

Нефтегазовое месторождение вблизи острова Сахалин, на границе между Охотским и Японским морем. Владельцами объекта являются «Роснефть» и «British Petroleum» (51% и 49% соответственно). Перспективные нефтяные запасы здесь составляют 1,5 миллиарда тонн, газовые — 255 млрд м³. Активно месторождение стали развивать в начале XXI века. За год нефтегазового конденсата извлекают отсюда около 18 млн тонн. Данный участок нефтедобычи опасен с точки зрения средневысокой сейсмической (риск землетрясений) активности, потому разработчики тщательно подходят к вопросу бурения скважин и укрепления перекачивающих станций.

Ваш Промблогер №1 Игорь (ZAVODFOTO)! Подписывайтесь на мой канал, я Вам ещё много чего интересного покажу: https://zen.yandex.ru/zavodfoto

Р. S. Уважаемые собственники и акционеры, представители пресс-служб компаний, отделы маркетинга и другие заинтересованные лица, если на Вашем предприятие есть, что показать — «Как это делается и почему именно так!», смело приглашайте в гости. Для этого пишите мне сюда: akciirosta@yandex.ru Берите пример с лидеров!

На данный момент я уже лично посетил более 400 предприятий, а вот и ссылки на все мои промрепортажи:

Почему наша промышленность самая лучшая в мире: https://zavodfoto.livejournal.com/4701859.html

Я всегда рад новым друзьям, добавляйтесь и читайте меня в:

LiveJournal / Instagram / Facebook / ВК / Одноклассники / twitter / Golos.io / Telegram / Яндекс.Дзен /

Источник

Нефтеобразование (происхождение нефти) — стадийный, длительный процесс образования и накопления нефти в земной коре[1].

История[править | править код]

В 1906 году Г. П. Михайловский занимался вопросами происхождения кавказской нефти[2], он отстаивал следующие основные положения[3]:

исходное для нефти органическое вещество было смешанным (растительным и животным);
захоронение его происходило в глинистых илах (но не в песчаных отложениях, как считали многие геологи тех лет);
начальная стадия преобразования материнского органического вещества обусловлена деятельностью бактерий, как аэробных, так и анаэробных; последующие стадии процесса — физико-химические, при которых главнейшие действующие факторы — давление и температура;
первичная нефть рождается диффузно-рассеянной;
скопление нефти в коллекторах представляет вторичный процесс;
формирование залежей нефти является результатом тектонических нарушений, в частности следствием образования антиклиналей.

Его считают одним из основоположников представлений о нефтематеринских свитах. Совершенно аналогичные мысли на 15—25 лет позже Михайловского стали развивать многие советские и зарубежные ученые. Причём общая картина, нарисованная Г. П. Михайловским, была показана в книге «Учение о нефти» (Губкин, 1932).

Основные теории[править | править код]

Распространение получили две концепции: органического (биогенного) и неорганического (абиогенного) происхождения нефти, при этом большинство научных данных свидетельствует в пользу биогенного происхождения (т.е. из остатков древних живых организмов); поиск и добыча нефти ведутся в соответствии с предсказаниями биогенной теории[4].

По данным Ю. И. Пиковского — нет единого мнения о происхождении нефти[5].
По данным М. В. Родкина — эффективное преобразование биогенных веществ в нефть происходит под влиянием факторов, традиционно предлагаемых сторонниками абиогенных гипотез[6][уточнить].

Биогенное происхождение[править | править код]

При фоссилизации (захоронении) органического вещества (остатков зоопланктона и водорослей) сапропелевого типа в водно-осадочных отложениях происходит его постепенное преобразование. В условиях древних теплых морей, богатых питательными веществами, органическое вещество поступало на дно быстрее, чем могло разложиться. При погружении осадков на глубину 3-6 км с повышением температуры свыше 50 °C органическое вещество (кероген) подвергается термическому и термокаталитическому распаду полимерлипоидных и других компонентов, при котором могут образовываться жидкие углеводороды, в том числе низкомолекулярные (C5-C15). Жидкие нефтяные углеводороды имеют повышенную подвижность, и микронефть может мигрировать из нефтематеринских пород по коллекторам, собираясь в ловушках. В результате движения континентов некоторые ловушки могут остаться на территории континентов или шельфа, однако большая часть органических осадков при движении океанической коры попадает в зону субдукции.

При изучении молекулярного состава углеводородов были обнаружены хемофоссилии — молекулярные структуры биогенной природы.

Процесс нефтеобразования занимал от 50 до 350 млн лет[7].

Выделяют следующие стадии нефтеобразования:

Осадконакопление — остатки живых организмов выпадают на дно водных бассейнов;
биохимическая фаза нефтеобразования (диагенез) — процессы уплотнения, обезвоживания и биохимические процессы в условиях ограниченного доступа кислорода;
протокатагенез — опускание пласта органических остатков на глубины до 1,5 — 2 км при медленном подъёме температуры и давления;
мезокатагенез (главная фаза нефтеобразования (ГФН)) — опускание пласта органических остатков на глубину до 3 — 4 км при подъёме температуры до 150 °C. При этом органические вещества подвергаются термокаталитической деструкции, в результате чего образуются битуминозные вещества, составляющие основную массу микронефти. Далее происходит отгонка нефти за счёт перепада давления и эмиграционный вынос микронефти в песчаные пласты-коллекторы, а по ним в ловушки;
апокатагенез керогена (главная фаза газообразования (ГФГ)) — опускание пласта органических остатков на глубину более 4,5 км при подъёме температуры до 180—250° C. При этом органическое вещество теряет нефтегенерирующий потенциал и реализует метаногенерирующий потенциал.

С 1930-х годов сторонником биогенного нефтеобразования был И. М. Губкин[8]

В 1970-х годах в СССР официально поддерживали теорию органического происхождения нефти[9].

Абиогенное происхождение[править | править код]

Абиогенное (неорганическое) происхождение нефти — теория первичности залежей нефти. Существует несколько гипотез неорганического происхождения нефти из неорганического вещества на сверхбольших глубинах в условиях колоссальных давлений и высоких температур из неорганического углерода и водорода и углеводородов распространённых в космосе[источник не указан 323 дня].

Абиогенные гипотезы нефтеобразования стали популярны в Советском Союзе в середине XX века[10][11].

Неорганические теории не позволяли сделать эффективных прогнозов для открытия новых нефтяных месторождений[12].

Проблемы глубинного происхождения нефти и газа, развитие теории неорганического происхождения ископаемых углеводородов и совершенствование практики поисков на основе теории неорганического происхождения нефти обсуждаются на всероссийской конференции «Кудрявцевские чтения», уже прошло 7 конференций[13].

Примечания[править | править код]

↑ The Origin of Petroleum in the Marine Environment, chapter 26 of «Introduction to Marine Biogeochemistry», ISBN 9780120885305: «Given appropriate environmental conditions, diagenesis and catagenesis can convert the sedimentary organic matter to petroleum over time scales of tens of millions of years. … Since the processes leading to the formation of large petroleum deposits occurred tens and even hundreds of millions of years ago, understanding them is truly a paleoceanographic endeavor»
↑ Михайловский Г. П. Несколько соображений о происхождении кавказской нефти // Известия Геологического комитета 1906. Т. 25. С. 319—360.
↑ Вассоевич Н. Б., Тихомиров В. В. К столетию со дня рождения Г. П. Михайловского // Известия АН СССР, Серия геологическая. 1971. № 4. С. 143—145.
↑ Development of oil formation theories and their importance for peak oil // Marine and Petroleum Geology Volume 27, Issue 9, October 2010, Pages 1995—2004 doi:10.1016/j.marpetgeo.2010.06.005 (англ.)
↑ Ю. И. Пиковский. Две концепции происхождения нефти (недоступная ссылка). Дата обращения 5 августа 2014. Архивировано 10 августа 2014 года. // Журнал Всесоюзного химического общества им. Д. И. Менделеева, том XXXI, № 5, 1986
↑ М. В. Родкин. Теории происхождения нефти: тезис — антитезис — синтез (недоступная ссылка). Дата обращения 5 августа 2014. Архивировано 10 августа 2014 года.// Химия и жизнь. 2005. № 6. С.14-17
↑ Происхождение нефти (недоступная ссылка). oils.himdetail.ru. Дата обращения 20 ноября 2010. Архивировано 9 июля 2011 года. [уточнить]
↑ Губкин И. М. Учение о нефти. Учебник для нефтяных втузов. 2-е издание. М.; Л.: ОНТИ НТКП СССР, Главная редакция горно-топливной и геолого-разведочной литературы, 1937. C. 458.
↑ Вебер В. В., Ботнева Т. А., Калинко М. К. и др. Современное состояние теории органического происхождения нефти и углеводородных газов и пути дальнейшего её развития // Труды ВНИГНИ. Выпуск № 96. 1970. С. 53-71.
↑ Калинко М. К. Основные закономерности распределения в земной коре нефти и газа и гипотеза неорганического их происхождения // Бюллетень МОИП. Отделение геологии. 1958. Т. 33. № 4. С. 144—145.
↑ Калинко М. К. Ещё раз о гипотезе неорганического происхождения нефти // Труды ВНИГНИ. Вып. 41. 1964. С. 34-49.
↑ Glasby, Geoffrey P. Abiogenic origin of hydrocarbons: an historical overview (англ.) // Resource Geology : journal. — 2006. — Vol. 56, no. 1. — P. 83—96. — doi:10.1111/j.1751-3928.2006.tb00271.x.
↑ От гипотезы органического происхождения нефти и компромиссов полигенеза к научной теории неорганического происхождения нефти: 7 Кудрявцевские чтения: Всероссийская конференция по глубинному генезису нефти и газа: [Москва. 21-23 октября 2019 г.]: Программа конференции. М.: Росгеология, Центральная геофизическая экспедиция, МОИП, 2019. 10 с.

Литература[править | править код]

Бакиров А. А., Вассоевич Н. Б., Вебер В. В. и др. Происхождение нефти / Под ред. М. Ф. Мирчинка. М.: Гостоптехиздат, 1955. 484 с.
Вебер В. В. Проблема нефтеобразования в свете данных палеогеографии нефтеносных бассейнов // Происхождение нефти и природного газа: современное состояние вопроса. М.: ЦИМТнефть, 1947. С. 28-38.
Вебер В. В., Гинзбург-Карагичева Т. Л., Глебовская Е. А. и др. Накопление и преобразование органического вещества в современных морских осадках. М.: Гостоптехиздат, 1956. 343 с.
Вебер В. В. Диагенетическая стадия образования нефти и газа. М.: Недра, 1978. 143 с.
Вебер В. В. Начальные стадии образования нефти // Геология нефти и газа. 1986. № 5. С. 35-37.
Вебер В. В. Основные пути генезиса нефти. М.: Наука, 1989. 63 с.
Speight J. G. An Introduction to Petroleum Technology, Economics, and Politics — Wiley-Scrivener, 2011, ISBN 978-1-118-01299-4, стр 35-35 «2.1 The formation of Oil», «2.2 Reservoirs»
Калинко М. К. Неорганическое происхождение нефти в свете современных данных (критический анализ). М.: Недра, 1968. 338 с.
Проблемы происхождения нефти и газа. Москва: Наука, 1994.

Ссылки[править | править код]

Organic origins — Geochemistry Research, Геологическая служба США (USGS) (англ.)
Нефть // Большая советская энциклопедия : [в 30 т.] / гл. ред. А. М. Прохоров. — 3-е изд. — М. : Советская энциклопедия, 1969—1978.
Микроначала современных нефтяных запасов, 7 сентября 2010. Перевод статьи Broad W., Tracing Oil Reserves to Their Tiny Origins, NYTimes, AUG. 2, 2010 (англ.)

Источник