Нафтогазоносні родовища. Характеристика західно-сибірської нафтогазоносної провінції
Нафтова промисловість - галузь важкої промисловості, куди входять розвідку нафтових і нафтогазових родовищ, буріння свердловин, видобуток нафти й попутного газу, трубопровідний транспорт нафти. За розвіданими запасами нафти 1992 року Росія посідала друге у світі за Саудівської Аравією, біля якої зосереджено третину світових запасів. У тому числі запаси Росії - 20,2 млрд. т. Запаси колишнього СРСР 1991 року становили 23,5 млрд. тонн. Якщо врахувати низьку ступінь підтверджуваності прогнозних запасів і ще більшу частку родовищ з високими витратами освоєння (з усіх запасів нафти лише 55% мають високу продуктивність), загальну забезпеченість Росії нафтовими ресурсами не можна назвати безхмарною.
Навіть у Західному Сибіру, де передбачається основний приріст запасів, близько 40% цього приросту припадатиме на частку низькопродуктивних родовища з дебітом нових свердловин менше 10 т на добу, що в даний час є межею рентабельності для даного регіону Глибока економічна криза, що охопила Росію , не оминув і галузі паливно-енергетичного комплексу, особливо нафтової промисловості. Це виразилося насамперед у скороченні скорочення обсягів видобутку нафти починаючи з 1989 року.
У 1990-2000 pp. стан нафтової промисловості Росії характеризувалося скороченням обсягів приросту промислових запасів нафти, зниженням якості та темпів їх введення, скорочення обсягів розвідувального та експлуатаційного буріння і збільшенням кількості бездіяльних свердловин, повсюдному переході на механізований спосіб видобутку при різкому скороченні фонтанізуючих свердловин, відсутністю коли , необхідністю залучення у промислову експлуатацію родовищ, розташованих у необлаштованих та важкодоступних районах, прогресуючим технічним та технологічним відставанням галузі, недостатньою увагою до питань соціального розвитку та екології. На території Російської Федерації в той період (і до теперішнього часу) знаходилися три великі нафтові бази: Західно-Сибірська, Волго-Уральська та Тімано-Печерська. Основна з них – Західно-Сибірська. Це найбільший нафтогазоносний басейн світу, розташований у межах Західно-Сибірської рівнини на території Тюменської, Омської, Курганської, Томської та частково Свердловської, Челябінської, Новосибірської областей, Красноярського та Алтайського країв, площею близько 3,5 млн. км. Нафтогазоносність басейну пов'язана з відкладеннями юрського та крейдяного віку. Більшість нафтових покладів перебуває на глибині 2000-3000 метрів. Нафта Західно-Сибірського нафтогазоносного басейну характеризується низьким вмістом сірки (до 1,1%) і парафіну (менше 0,5%), вміст бензинових фракцій високий (40-60%), підвищена кількість летких речовин.
У період із 1990 по 2000 гг. біля Західного Сибіру добувалося 70% російської нафти. У Західному Сибіру є кілька десятків великих родовищ. Серед них такі відомі як Самотлор, Мегіон, Усть-Балик, Шаїм, Стрежевой. Більшість їх розташовано Тюменської області - своєрідному ядрі району. У республіканському розподілі праці вона виділяється як головна база Росії із постачання її народногосподарського комплексу нафтою та природним газом. Для нафтової промисловості Тюмені характерним є зниження обсягів видобутку. Досягши максимуму 1988 року 415.1 млн. тонн, до 1990 року нафтовидобуток знизився до 358,4 млн. тонн, тобто на 13.7 відсотка, ця тенденція падіння видобутку зберігалася й у 1994 року.
Переробка попутного нафтового газу Тюмені здійснювалася на Сургутських, Нижньовартовських, Білозерному, Локосівському та Південно-Балицькому газопереробних заводах. На них, однак, використовувалося лише близько 60% цінної нафтохімічної сировини, що видобувається з нафтою, решта спалювалася у смолоскипах, що пояснювалося відставанням введення потужностей газопереробних заводів, недостатніми темпами будівництва газокомпресорних станцій і газозбірних мереж на нафтопромислах.
Друга за значенням нафтова база період 1990-2000 гг. - Волго-Уральська. Вона розташована у східній частині Європейської території Російської Федерації, у межах республік Татарстан, Башкортостан, Удмуртія, а також Пермської, Оренбурзької, Куйбишевської, Саратовської, Волгоградської Кіровської та Ульянівської областей. Нафтові поклади перебувають у глибині від 1600 до 3000 м., т. е., ближче до поверхні проти Західного Сибіру, що дещо знижує видатки буріння. Волго-Уральський район дало 24% нафтовидобутку країни.
Переважну частину нафти та попутного газу (понад 4/5) області давали Татарія, Башкирія, Куйбишевська область. Значна частина нафти, що видобувається на промислах Волго-Уральської нафтогазоносної області, надходила нафтопроводами на місцеві нафтопереробні заводи, розташованим головним чином у Башкирії та Куйбишевській області, а також в інших областях (Пермській, Саратовській, Волгоградській, Оренбурзькій). геологічний нафту газ
Нафта Східного Сибіру відрізняється великою різноманітністю властивостей та складу внаслідок багатопластової структури родовищ. Але загалом вона гірша за нафту Західного Сибіру, т. до., характеризується великим вмістом парафіну і сірки, що призводить до підвищеної амортизації устаткування. Якщо торкнутися особливостей якості, слід виділити республіку Комі, де велася видобуток важкої нафти шахтним способом, і навіть нафта Дагестану, Чечні та Інгушетії з великим вмістом смол, але незначним сірки. У ставропольській нафті багато легких фракцій, аніж вона цінна, хороша нафта і на Далекому Сході.
Третя нафтова база – Тімано-Печерська. Вона розташована в межах Комі, Ненецького автономного округу Архангельської області та частково на прилеглих територіях, що межує з північною частиною Волго-Уральського нафтогазоносного району. Разом з рештою Тімано-Печерська нафтова область давала лише 6% нафти в Російській Федерації (Західний Сибір та Уралоповолжя - 94%).
Видобуток нафти велася на родовищах Усинське, Памгня, Ярега, Нижня Омра, Водійське та інші. Тимано-Печорський район, як Волгоградська та Саратовська області, вважалася досить перспективним. За оцінкою американських фахівців, надра арктичної тундри на той час зберігали 2,5 мільярда тонн нафти. Сьогодні різні компанії вже інвестували в його нафтову промисловість 80 млрд доларів з метою видобути 730 млн тонн нафти, що становить два річні обсяги видобутку Російської Федерації.
Російська Федерація з права вважається однією з провідних світових експортерів нафти.
Щорічно в країні видобувається близько 505 млн. тонн «чорного золота».
На сьогоднішній день нафти, що розробляються за обсягами розвіданих природних запасів нафти, вивели Росію на 7-е місце у світі.
Основні родовища - це Саматлорське, Ромашкінське, Приобське, Лянторське, Федорівське, Мамонтівське
Самотлорське
Найбільше родовище нафти у Росії перебуває у 6-му місці у світовому списку. Довгий час його місцезнаходження вважалося державною таємницею.
На даний момент ця інформація більше не є секретною. Розробки на ньому ведуться вже понад 45 років, його використання триватиме до кінця ХХІ століття.
- Розвідано 1965 року. Експедицією керував В.А. Абазарів.
- Початок експлуатації: 1969
- Розташування: Нижньовартовський район Ханти-Манського АТ.
- Геологічні запаси: близько 7100000000 тонн.
- Видобувані запаси: близько 2700000000 тонн.
- Спосіб видобутку: бурові вежі на штучно створених островах, кущове буріння.
За роки експлуатації видобули понад 2 300 000 000 тонн вуглеводнів. На даний момент на родовищі проводяться роботи з інтенсифікації видобутку. Планується збудувати понад 570 нових свердловин. Більшість розробок належить НК «Роснефть».
Ромашкінське
Належить до Волго-Уральського нафтогазоносного басейну. Є стратегічно важливим для країни. Протягом кількох десятиліть поспіль слугує своєрідним «полігоном» для випробування нових технологій нафтовидобутку.
- Відкрито у 1948 році бригадою С. Кузьміна та Р. Халікова.
- Початок експлуатації: 1952
- Розташування: Леніногірський район, м. Альметьєвськ, Татарстан.
- Геологічні запаси: близько 5000000000 тонн.
- Видобувані запаси: близько 3000000000 тонн.
- Спосіб видобутку: метод внутрішньоконтурного заводнення, буріння турбобуром на воді.
З надр родовища вже вилучено понад 2200000000 тонн нафти. На 2010 рік обсяг розвіданих запасів складає 320,9 млн тонн. Розробку веде "Татнафта".
Пріобське
Багатопластове низькопродуктивне родовище. Має великий потенціал, але для його реалізації потрібні значні фінансові вкладення. Розробку ускладнює заболоченість території, затоплюваність, місце розташування нересту риб.
- Розвідано 1982 року.
- Початок експлуатації: 1988 рік.
- Розташування: Ханти-Мансійське АТ, м. Ханти-Мансійськ.
- Геологічні запаси: 5000000000 тонн.
- Вироби: 2 400 000 000 тонн.
- Спосіб видобутку: технологія гідравлічного розриву пластів, буріння на воді.
Родовище належить до Західно-Сибірського нафтогазоносного басейну. Понад 80% його перебуває у заплаві річки Об. Вже вилучено близько 1350000000 тонн вуглеводнів. Розробку ведуть компанії «Роснефть» та «Газпром нафта».
Лянторське
Вважається одним із найскладніших для розробки російських родовищ.Належить до Західно-Сибірської нафтогазоносної провінції.
- Розвідано 1965 року.
- Початок експлуатації: 1978 рік.
- Розташування: Ханти-Мансійське АТ, Сургутський район, м. Лянтор.
- Вироби: 380 000 000 тонн.
- Спосіб видобутку: дев'ятиточкова навернена система розробки, фонтанний спосіб експлуатації свердловин.
Основний оператор родовища - ВАТ "Сургутнафтогаз".
Федоровське
Належить до Сургутського склепіння, південно-східна частина Чорноріченського підняття. Входить до класу гігантських родовищ.
- Відкриття: 1971 рік.
- Початок експлуатації: 1971 рік
- Розташування: Ханти-Мансійська АТ, м. Сургут.
- Геологічні запаси: 2000000000 тонн.
- Вироби: 189 900 000 тонн.
- Спосіб видобутку: горизонтальне буріння, ГРП, фізико-хімічний метод обробки привибійної зони і т.д.
Є основою ресурсної бази "Сургутнафтогазу". З моменту введення в експлуатацію на родовищі видобуто понад 571 000 000 тонн нафти.
Мамонтівське
Належить до класу великих. Поклади вуглеводнів перебувають у глибині приблизно 2 – 2,5 км.
- Розвідано 1965 року. Керівник експедиції – І.Г. Шаповалів.
- Початок експлуатації: 1970 рік.
- Розташування: Ханти-Мансійське АТ, м. Пить-Ях.
- Геологічні запаси: 1400000000 тонн.
- Вироби: 93 400 000 тонн.
За своєю геологічною будовою родовище є складним.З початку експлуатації викачали 561 000 000 тонн нафти. Розробка зараз ведеться компанією «Роснефть».
Велика кількість нафти проливається при її перевезенні, читайте за посиланням, які екологічні проблеми виникають у зв'язку з цим у Азовського моря.
Розвідка продовжується
У нашій країні є перспективні місця, де видобуток може досягти більших обсягів.
У 2013 році було відкрито родовище Велике. За початковими оцінками, геологічні запаси нафти на ньому наближаються до 300 000 000 тонн. Точної інформації про те, яка частина з цього обсягу вуглеводнів є видобутою, поки що немає.
Велике - одне з найбільших нафтових родовищ, відкритих на суші за останні десятиліття. Ліцензію на його розробку отримала компанія "АФБ". Ймовірно, як партнери вона залучатиме й інших операторів.
У 2015 році планується розпочати освоєння Баженівської почту – це найбільше
Нафта - масляниста рідина, зазвичай чорного або червоно-коричневого кольору зі специфічним запахом та пальними властивостями. Сьогодні з цієї речовини отримують паливо, тому можна сміливо говорити про те, що це найбільш цінна корисна копалина на планеті Земля (поряд з природним газом). Родовища нафти є у багатьох частинах планети. Більшість інформації у цій статті буде присвячено саме місцям покладів «чорного золота».
Загальна інформація
Нафта і природний газ зазвичай залягають в тому самому місці, тому нерідко ці копалини добувають з однієї свердловини. «Чорне золото» зазвичай видобувають на глибині 1-3 кілометри, проте нерідко його знаходять як майже на поверхні, так і на глибині понад 6 км.
Природний газ є газовою сумішшю, яка утворюється в результаті тривалого розкладання органічних речовин. Як було зазначено вище, найбільші родовища нафти можуть розташовуватися по всій Земній кулі. Найбільші знаходяться у Саудівській Аравії, Ірані, Росії, США. Інша справа, що далеко не всі країни можуть дозволити собі самостійний видобуток через високі ціни на розробку свердловин, купівлю обладнання тощо. З цієї простої причини багато родовищ продаються за копійки.
Давайте поговоримо про те, де знаходяться найзначніші поклади «чорного золота».
Трохи про класифікацію нафтових родовищ
Зазначимо, що далеко не всі копалини, що знаходяться під землею, можна вважати родовищами. Наприклад, якщо покладів надто мало, то з економічної точки зору немає сенсу привозити обладнання та бурити свердловину. Нафтове родовище - це сукупність нафтових покладів, що розташовуються на певній території. Займана площа коливається від десятків до сотень кілометрів. За кількістю нафти, що залягає, родовища можна розділити на п'ять груп:
- дрібні – кількість корисних копалин не перевищує десяти мільйонів тонн;
- середні - від 10 до 100 млн. тонн нафти (до таких родовищ можна віднести Кукмоль, Верх-Тарське та інші);
- велике - від 100 млн до 1 млрд тонн (Каламкас, Правдинське та ін);
- гігантські, вони ж найбільші – 1-5 мільярдів тонн нафти (Ромашкіно, Соматлор тощо);
- унікальні, або супергігантські, – понад п'ять мільярдів тонн (до найбільших родовищ можна віднести поклади на Аль-Гаварі, Великому Кургані, в Ер-Румайлі).
Як ви бачите, далеко не всі поклади корисних копалин можна зарахувати до тієї чи іншої групи. Наприклад, деякі родовища мають у своєму розпорядженні не більше ніж сто тонн «чорного золота». Їх немає сенсу відкривати, оскільки це дуже збитково.
Родовище нафти у Росії
В даний час на території Російської Федерації відкрито понад двадцять точок, де активно видобувається "чорне золото". З кожним роком кількість родовищ збільшується, але через низькі ціни на нафту відкриття нових точок є вкрай невигідним. Це стосується лише малих та середніх родовищ.
Основна частина свердловин розташовується в арктичних морях, а якщо точніше говорити, то безпосередньо в їх надрах. Природно, що технологія через складні кліматичні умови дещо утруднена. Ще одна проблема – доставка нафти та газу на переробний завод. З цієї простої причини на території РФ є лише кілька таких пунктів, які здійснюють первинну та вторинну обробку. Один із них - це шлейф Сахаліну. Ще один завод знаходиться на материковій частині. Зумовлено це тим, що ця територія має одне велике родовище нафти у Росії. Зокрема, можна говорити про Сибір та Далекий Схід.
Основні родовища нафти біля РФ
Насамперед опишемо Уренгойське родовище. Воно є одним із найбільших і посідає друге місце у світовому рейтингу. Кількість природного газу тут становить приблизно 10 трильйонів кубічних метрів, а нафти менша приблизно на 15%. Знаходиться це родовище в Тюменській області, Ямало-Німецькому автономному окрузі. Назва була дана на честь невеликого поселення Уренгой, яке розташоване неподалік. Після відкриття родовища в 1966 р. тут виросло невелике містечко. Перші свердловини розпочали свою роботу у 1978 р. Вони функціонують до сьогодні.
Находкінське газове родовище теж варте згадки. Незважаючи на те, що кількість природного газу тут оцінюється в 275 мільярдів кубічних метрів, у ньому є велика кількість «чорного золота». Перші видобутки почалися лише через 28 років після відкриття у 2004 році.
Туймазинське родовище нафти
У міста Туймази, що у республіці Башкирія, є дане родовище. Воно було відкрито дуже давно, ще 1937 року. Нафтовмісні пласти залягають відносно неглибоко, приблизно на 1-2 км під землею. На сьогоднішній день Туймазинське родовище входить до ТОП-5 найбільших місць за покладами нафти. Розробка почалася ще 1944 року, і успішно ведеться досі. Поклади нафти розташовуються на великій площі приблизно 40 х 20 кілометрів. Використання передових методів видобутку цінного продукту дозволило витягти основні поклади з корисними копалинами приблизно 20 років. Крім того, з девонських пластів видобули приблизно на 45-50% нафти більше, ніж при використанні класичних способів. Надалі виявилося, що кількість «чорного золота» в цьому місці більша, ніж очікувалося, тому вона видобувається і до сьогодні.
Ковиктинське та Ванкорське родовища
Ковиктинське родовище розташовується в Іркутській області. Так як свердловини в основному знаходяться на високогірному плато, це місце оточує тільки тайга. Незважаючи на те, що спочатку тут було відкрито видобуток природного газу і рідкого газового конденсату, трохи пізніше з'явилися нафтові свердловини, які виявилися досить багатими. Безумовно, основні родовища нафти в РФ - це ціла система свердловин, які разом роблять державу лідером з видобутку «чорного золота» у всьому світі.
На півночі Красноярського краю знаходиться Ванкорське родовище. Його не можна назвати тільки нафтовим, адже тут щорічно видобувається велика кількість природного газу. За попередніми оцінками, кількість нафти в цьому родовищі становить близько 260 мільйонів тонн, а обсяг природного газу - близько 90 мільярдів кубічних метрів. На цьому місці знаходиться 250 свердловин, а постачання товару здійснюється Східним нафтопроводом.
Родовища «чорного золота» у різних країнах світу
Варто звернути вашу увагу на те, що не тільки в Росії є найбільші родовища нафти. Цього цінного продукту є достатньо і в багатьох інших країнах. Наприклад, на заході Канади, в провінції Альберта, є найбільші поклади. Там видобувається приблизно 95% чорного золота всієї країни, крім того, є великі обсяги природного газу.
Австрія також відома своїми багатими родовищами. Більша частина їх розташовується у Віденському басейні. Карта родовищ нафти свідчить, що видобуток виробляється й у Вендорфі, що знаходиться на кордоні з Чехословаччиною. Також відоме родовище Адерклаа.
Дещо ще про нафту
Не було сказано про найбільшого світового постачальника "чорного золота" - Саудівської Аравії. Достатньо того, що тут розташовуються поклади на 75-85 мільярдів барелів (родовище Гавар). У Кувейті сумарні поклади становлять 66-73 мільярди барелів. В Ірані ведеться розробка родовища нафти. На сьогоднішній день встановлено, що там просто величезні запаси чорного золота. Наприклад, п'ять родовищ оцінюються в сто мільярдів барелів, а це вже багато про що говорить. Проте варто відзначити, що більшість свердловин належить США.
Висновок
Щомісяця у світі з'являється щонайменше одне нове родовище нафти. Безумовно, ця корисна копалина має величезне значення для людини. З нього роблять паливо, використовують як паливо для транспортних засобів і так далі. Не можна не помітити, що сьогодні у світі триває запекла боротьба між Сполученими Штатами та Росією за кожну нову нафтову свердловину. Звичайно, багато держав намагаються знайти альтернативу нафті. Якщо раніше широко використовувалося кам'яне вугілля, то сьогодні його «чорне золото» поступово витісняє. Але світові запаси нафти рано чи пізно закінчаться, тоді доведеться вигадувати щось нове. Ось чому вже сьогодні багато відомих вчених намагаються вирішити проблему альтернативи «чорному золоту».
Прояви та промислові поклади нафти та газу відомі у породах фундаментів та базальних горизонтів осадових басейнів США, Венесуели, Лівії, Марокко, Єгипту, Австрії, Югославії, Угорщини, країн СНД, Китаю та в надрах інших держав.
Фундаменти тектонотипів платформних областей, крайових та рухомих систем характеризуються різними за складом та віком комплексами порід. Вуглеводневі скупчення виявлені в гнейсах, сланцях, кварцитах та інших метаморфітах, вулканогенних утвореннях і, звичайно, у гранітоїдах та корах їх вивітрювання. Підраховано, що до останніх приурочено близько 40% від числа покладів, відкритих у породах фундаментів, а якщо врахувати їх обсяг, то з гранітоїдами пов'язано понад 3/4 запасів вуглеводнів у фундаментах нафтогазогеологічних об'єктів.
Коли розглядаються питання нафтогазоносності порід фундаменту, супутніх їм кор вивітрювання та базальних горизонтів чохла, зазвичай основна увага зосереджується на ролі зон розломів у формуванні колекторів та покладів УВ. Наводяться приклади різних за будовою родовищ нафти і газу, нафто- та бітумопроявів, виходів горючих газів так чи інакше приурочених до систем глибинних порушень, які закономірно ділять земну кору на різні блоки. У сучасній геологічній структурі планети частина таких блоків позбавлена осадового покриву і на денній поверхні виступає у вигляді щитів і масивів, складених комплексами кристалічних порід, інша частина блоків перекрита опадами різного складу, товщина яких змінюється в залежності від умов їх розвитку та гіпсометричного положення, і на денної поверхні проявляється у вигляді тектонічних елементів різного масштабу та морфології.
Активні гідротермальні та дегазаційні процеси протікають у зонах розломів не тільки континентів, а й у рифтових системах серединно-океанічних хребтів, найчастіше позбавлених осадового шару.
Таким чином, зони глибинних розломів, особливо оновлені сучасними рухами, - "кровоносна система", за якою відбувається флюїдо-і теплообмін у земній корі, що сприяє генерації ПВ та їх подальшому онтогенезу. З розломами багато в чому пов'язані процеси формування зон нафтогазононакопичення, резервуарів та покладів нафти та газу, а також просторове розміщення останніх.
І.М. Шахновський, розглядаючи умови нафтогазоносності порід фундаменту, зазначає, що в блоках фундаменту, перекритих відкладеннями чохла, нафтогазоносність найчастіше приурочена до кори вивітрювання, потужність якої сягає 50-80 м, але зазвичай не перевищує 10-15 м2. Для вторинних колекторів, що тут утворюються, характерні складні химерні обриси і різка мінливість властивостей у просторі. Для резервуарів, що у зонах розломів, характерна лінійна форма. Відповідно колектори в корах вивітрювання поділяються на майданні, лінійні та змішаного типу. Автор наводить характеристики родовищ із покладами нафти та газу в різних за складом, потужністю та глибиною залягання корах вивітрювання молодих та стародавніх фундаментів. Це родовища, відкриті у Центральному Техасі США (Орф та інших.), Венесуелі (Ла-Пас, Мара), Алжирі (Хассі-Мессауд), Казахстані (Оймаші) та інші.
К.Є. Веселов та І.М. Михайлов наводять статистичні дані про родовища нафти і газу, відкритих у породах фундаменту в Австралії, на островах Тихого океану, в Азії, Африці, Європі, Америці. Зазвичай спостерігається планова відповідність нафтогазоносних площ у фундаменті та осадовому чохлі; рідко скупчення УВ виявляються лише у фундаменті. Акцентується увага на теоретичних аспектах пошуків покладів нафти і газу на великих глибинах у породах фундаменту (у фундаменті існують розвинені, постійно оновлювані, горизонтальні та вертикальні системи тріщин, які в межах платформ відображають їхню складну багатопорядкову розломно-тріщинно-блокову структуру). Освіта останньої пояснюється з позицій тектоніки глобального рифтогенезу. У цій концепції гармонійно поєднуються фіксістські та мобілістські уявлення про тектогенез, що дозволяють обґрунтовано розглянути розвиток земної кори та утворення її тріщинно-блокової подільності. Особлива увага приділяється тріщиноутворенню. Залежно від масштабів його прояви системи тріщин можуть поєднувати не лише різні горизонти осадового чохла, а й проникати глибоко в породи фундаменту, сприяти міграції флюїдів та формуванню покладів УВ у геологічному середовищі, яке традиційно вважалося неперспективним. Тріщинно-блокова будова кори призводить до того, що в залежності від розташування одні й ті ж породи можуть бути як монолітно-непроникними, так і хорошими вторинними колекторами, пористість яких визначається тріщинуватістю та дією різних фізико-хімічних процесів. Відомі в породах фундаменту родовища нафти і газу - не випадковість (хоча в переважній більшості своїй відкриті вони випадково!), А прояв певної закономірності, що дозволяє припускати на великих глибинах величезні скупчення УВ. Основними об'єктами пошуків мають стати тріщинно-розломно-блокові структури континентальної кори, які повинні мати великі вертикальні та обмежені горизонтальні розміри. Тріщиноутворення у твердих породах та на великих глибинах – широко поширений геологічний процес, що сприяє нафтогазононакопичення.
В.Л. Шустер наводить відомості (склад порід, запаси та дебіт свердловин, товщина нафтонасиченої частини розрізу, колекторські властивості) про деякі нафтові та газові родовища, відкриті в кристалічних породах на території Лівії, Єгипту, Індії, Бразилії, Венесуели, США та Казахстану. Родовища, як правило, багатопластові, поклади частково або повністю літологічно і (або) тектонічно екрановані, розташовуються в нормально осадових породах і тріщинуватих гнейсах, гранітах, гранодіоритах, гранофірах, порфіритах фундаментів різного віку. Комплекси порід фундаментів Західно-Сибірської плити, Сибірської платформи, на території арктичних та північно-східних морів, Далекого Сходу можуть бути новими перспективними об'єктами пошуків покладів нафти та газу.
Формування скупчень ПВ у межах фундаменту зобов'язане взаємодії двох зустрічних потоків: глибинних пар, газів і тепла, які прагнуть знизу з надр землі та охолодженої органічної мінеральної речовини, що опускається зверху до надра. Міграції флюїдів та виникнення термобаричних умов для утворення ПВ сприяють зони проникності, приурочені до глибинних розломів. Розломи також контролюють утворення різних структур і пов'язаних з ними пасток, перетворення щільних гранітоїдів у тріщинуватість, поширення колекторів і покришок. Ці вимоги відповідають умовам нефтегазонакопления як у кристалічних породах фундаменту, і у відкладеннях чохла. Генезис УВ для промислового використання нафти та газу істотного значення не має.
Нафтові родовища, пов'язані з колекторами в гранітоїдах, відомі у Росії, Казахстані, Лівії, Китаї, Індії, США, Канаді. Переважна більшість їх приурочена до зон вивітрювання невеликої потужності.
На цьому "фоні" показовими є будова та умови нафтоносності родовища Білий Тигр, розташованого в Меконгській (Киулонгській) западині на шельфі Південного В'єтнаму. На родовищі спочатку продуктивним вважався кайнозойський осадовий чохол, у якому нафтоносними є пісковики нижнього олігоцену і нижнього міоцену, поки в 1988 р. в "свіжих" мезозойських гранітоїдів фундаменту не було відкрито унікальну нафтову поклад. Тут зосереджено до 70% початкових геологічних запасів категорій С1+С2. Винятковий обсяг нафтонасичених гранітоїдів - висота покладу понад 1300 м та високі значення фільтраційних властивостей порід, що дозволяє отримувати з них понад 90% загального видобутку нафти. І це при тому, що свердловинами, що пробурені на глибини понад 5000 м, ВНК (у загальноприйнятому тлумаченні) так і не встановлено!
Структура родовища Білий Тигр є горстоподібним підняттям, різновеликі блоки якого утворилися в період активізації палеогенових рухів уздовж конседиментаційних скидів північно-східного простягання. Амплітуда їх на поверхні фундаменту 1500-1600 м і більше, в чохлі вона знижується і у відкладеннях верхнього олігоцену вже не перевищує 400-500 м; Зміщення за іншими скидами рідко досягають 150-200 м. По покрівлі фундаменту підняття чітко ділиться на три основні частини блоку, представлених Південним, Центральним (найбільш піднятим) і Північним склепінням, яким, у свою чергу, властива дрібніша подільність. Розмірність підняття: довжина – кілька десятків кілометрів, ширина та висота – понад 1.5 км, позначка замку – 4650 м (рис. 51).
Мал. 51. Розташування основних родовищ шельфу Південного В'єтнаму та
структурно-тектонічна схема поверхні фундаменту родовища Білий Тигр
1 – межі тектонічних структур; 2 – родовища; 3 – основні розломи; 4 – ізогіпси поверхні фундаменту, км; 5 – свердловини. Родовища: БТ – Білий Тигр, ДХ – Дайхунг, ДР – Дракон, ТД – Тамдао.
Потужність кайнозойського чохла змінюється від 3000 м на піднятих блоках та до 8000 м у межах опущених блоків. Фундамент складений гранітами, гранодіоритами, кварцовими діоритами; коефіцієнти монопородності блоків – 0.73; 0.57 та 0.8. Характерні дайки та лавові покриви (діабази, базальти тощо) над фундаментом.
Ємнісні та фільтраційні властивості обумовлені вторинною пустотністю тріщинного, каверно-тріщинного та блокового типів; на припливність флюїду найбільше впливає тріщинуватість порід.
Нафтовий поклад "розбитий" по блоках фундаменту на різних гіпсометричних рівнях і екранується верхньо-і нижньоолігоценовими глинисто-аргілітовими породами потужністю від 5-20 до 40-60 м, на ділянках, де покришка малопотужна, притоки нафти зазвичай невеликі або відсутні. Тут, можливо, відбувається перетікання УВ з порід фундаменту у відкладення нижнього олігоцену. Максимальна глибина доведеного нафтонасичення – 4350 м, передбачуваного – 4650 м .
Нафтовість порід фундаменту встановлена і на інших структурах Меконгської западини - блоки Дракон, Тамдао, Баден, Біві, великі запаси прогнозуються на родовищі Дайхунг в Південно-Коншонській западині.
О.А. Шнип, розглянувши умови нафтогазоносності фундаментів, пропонує геологічні критерії оцінки перспектив порід фундаменту на нафту та газ:
1. Гранітоїди - найбільш ймовірна група порід фундаменту, здатна акумулювати та зберігати промислові скупчення вуглеводнів.
2. Шляхи міграції флюїдів пов'язані з тріщинувато-розломними зонами та іншими системами пустотного простору, які можуть виникати у фундаменті.
3. Колектори у фундаменті утворюються під впливом розривної тектоніки та гіпергенних впливів, які сприяють утворенню пустотного простору в будь-яких породах.
4. Покришками покладів нафти і газу в фундаменті є горизонти непроникних порід осадового чохла. Ізолюючими комплексами можуть бути і непроникні породи фундаменту.
5. Приуроченість промислових накопичень нафти і до фундаментів осадових басейнів.
6. Розміщення скупчень вуглеводнів у виступах фундаменту, що височіють над його покрівлею на десяти, сотні та більше метрів.
7. Вуглеводневі включення в мінералах гранітоїдів.
8. Глибині залягання порід фундаменту від 3,5 до 4,3 км.
9. Наявність зон нафтогазоутворення на доступній для міграції ПВ відстані.
В.Л. Шустер, Ю.Г. Такаєв, охарактеризувавши будову родовищ нафти та газу в кристалічних утвореннях Америки, Африки, Європи, Австралії, Азії, Китаю, Індонезії та В'єтнаму, також зупиняються на проблемі критеріїв оцінки нафтогазоносності. Посилаючись на відомих авторів, які давно займаються питаннями нафтогазоносності порід фундаментів та давніх товщ. (Е.Р. Алієва та ін., 1987; Є.В. Кучерук, 1991; Б.П. Кабишев, 1991; Р. Шеріфф, 1980, 1987; та ін), вони вказують такі показники нафтогазоносності фундаментів:
Залягання накопичень вуглеводнів у фундаментах нижче регіональних поверхонь незгоди;
Різка розчленованість рельєфу фундаменту;
Глибина залягання або знаходження скупчень ПВ у фундаменті не може перевищувати глибини підошви осадового шару в депресіях басейнів;
Структурний чинник (найперспективніші вали і виступи фундаменту), зокрема. наявність зон розломів;
Гідрогеологічні умови безпеки скупчень нафти та газу;
Наявність порожнечі у кристалічних породах.
Аналіз запропонованих критеріїв і показників оцінки нафтогазоносності порід фундаментів різних тектонотипів показує, що більшість їх принципово не відрізняється від ознак та умов нафтогазоносності та набору тектонічних, літологічних, гідрогеологічних і геохімічних показників і критеріїв нафтогазононакопичення та збереження покладів вуглеводнів. на нафту та газ. І в фундаменті, і в чохлі, зрештою, головне - колектор і покришка! У формуванні пасток вуглеводнів найважливішу роль грають розломно-блокові структури, які зумовили ерозійно-тектонічний рельєф та регіональні поверхні незгоди. І, крім того, розломно-блокові (міжблокові!) системи, безумовно, контролюють розміщення в земній корі левової частки родовищ нафти і газу.
Тектонічний фактор у сукупності процесів, що визначають геологічне середовище та його нафтогазоносність, є провідним. Саме тектогенез обумовлює розвиток різних за масштабом, будовою та віком осадових нафтогазоносних басейнів та їх зональний розподіл у земній корі. Його роль проявляється на всіх рівнях прогнозу та пошуку родовищ нафти та газу. При цьому тектонічний режим, формуючи (шарово-) блокову структуру басейну, контролює утворення та розміщення УВ у розрізі та за площею території. Інтенсивність і спрямованість структуроформуючих рухів прямо чи опосередковано впливають на обстановку та масштаби осадонакопичення, ступінь зміни порід, тип і характер перетворення ОВ, області живлення та розвантаження пластових вод, зміна в часі геотермічного градієнта, регіональні напрями перетікання флюїдів та інші процеси, що супроводжують або визначають нафтогазоносність.
Встановлено факт блокового контролю за формуванням та розміщенням багатьох корисних копалин. Цілком очевидно, що глибинні порушення, що становлять основу міжблокових (граничних) систем, являють собою зони рухомого зчленування блоків, що розділяються ними, і зумовлюють певну їхню автономність і специфіку нафтогазоносності.
Як правило, блокові та міжблокові системи більш контрастно виявляються у структурі фундаменту та нижній частині осадового чохла, ніж у його верхній. На денній поверхні вони часто відображені складчастими (плікативними) структурними формами (вали, прогини і т.п.), які нерідко контролюються конседиментаційними розломами.
У цьому сенсі показово, наприклад, будова східної частини Російської платформи, де на території Башкортостану виділено регіонально протяжні конседиментаційні грабенообразные прогини, що контролюють лінійно виражені зони нафтогазонакопичення (Е.В.Лозін, 1994) (рис. 52).
Мал. 52. Карта ізопахіт киновсько-пашийської товщі опадів
1 - ізопахіти, м; 2 - західний кордон складчастого Уралу; 3,4- межі виклинювання: пашийських (3) та киновських (4) відкладень; 5,6 - зони диз'юнктивів (ГП): встановлених, передбачуваних; 7 - адміністративний кордон
Простежується геохронологічну послідовність та зв'язок механізму утворення грабіноподібних прогинів із давньою рифтовою структурою рифея-венду та вказуються структурні передумови формування можливих зон нафтогазононакопичення, обумовлені блоковими рухами. Ці передумови цілком можуть бути застосовні і до інших платформ, де передбачається нафтогазоносність древніх товщ (рис. 53).
Мал. 53, Структурно-тектонічна схема ейфельсько-ранньофранського поверху
Проблема нафтогазоносності древніх товщ Східно-Європейської (Російської) платформи пов'язується зі структурно-тектонічними умовами, стратиграфією венд-кембрійського комплексу порід, більш вивченого, ніж рифейські відкладення, ознаками нафтогазоносності (притоки докембрійських нафт, отримані в с. на території Удмуртії, Башкортостану, Кіровської та Пермської областей - площі Очер, Сива, Соколовська та ін. колекторами та покришками (відповідно піщані та глинисті пачки венд-кембрійського комплексу в Московській та Мезенській синеклізах; найбільш регіонально витримана покришка - глинисті відкладення редкінської (усть-пінезької) почту), пастками (структурна та літологічна диференціація). Тектонотипом пасток, пов'язаних з блоковою будовою Камсько-Більського, Середньоруського, Московського та інших авлакогенів, можуть бути пастки Юрубчено-Тохомської зони нафтогазононакопичення у рифейських та вендських відкладах Сибірської платформи. Аналіз передумов нафтогазоносності давніх товщ Східноєвропейської (Російської) платформи вказує на наявність усіх критеріїв ймовірної продуктивності, властивих нафтогазоносним басейнам; важливо лише знайти зони їхнього сприятливого поєднання.
Тімано-Печорська НГП характеризується у плані чергуванням дислокованих мобільних зон та відносно просто збудованих стабільних областей. Структури осадового чохла повторюють по розрізу в згладженій формі основні риси будови фундаменту, розчленованого глибинними розломами на блоки. Різні конфігурація, розміри та орієнтування піднятих і пов'язаних з ними опущених блоків зумовили глибоко-блокову будову в стабільних областях та лінійно-блокову в мобільних зонах. Стабільні геоблоки переважно нафтоносні, мобільні - газоносні (рис.54)].
Рис.54. Тімано-Печорська нафтогазоносна провінція.
1-4 – межі структур: 1 – найбільших, 2 – великих, 3 – середніх, 4 – великі структури.
А – Тиманська гряда: I – Східно-Тиманський мегавал, II – Цілемсько-Четласький мегавал, III – Каніно-Північно-Тиманський мегавал. Б - Печорська сінекліза: IV - Омра-Лузька сідловина, V - Іжемська западина, VI - Нерицька монокліналь, VII - Малоземельсько-Колгуєвська монокліналь, VIII - Печоро-Кожвинський мегавал, IX - Денисовський прогин, X - Колвінський мегавал, , XIII - Варандей-Адзьвінська структурна зона В – Передуральський крайовий прогин: XIV – Полюдівське підняття, XV – Верхньопечорська западина, XVI – Середньо-Печорське підняття, XVII – Більшесининська западина, XVIII – підняття Чернишова, XIX – Кос'ю-Роговська западина, XX – підняття Чернова, XXI – Коротаїх XXII - Пайхойське підняття. Г – Уральський кряж.
Безперечно, тектонічна активність блоків впливає на їх нафтогазоносність. І це, звісно, обумовлено двома головними видами показників, групи ознак яких характеризують як структуру власне блоків, і перекривають їх відкладень чохла, у яких перебувають нафтогазоносні об'єкти - НГК різної масштабності.
До тектонічно активних - мобільних блоків приурочено більше половини (56%) виявлених родовищ та покладів (65%). З ними пов'язана значна частина великих та найбільших за геологічними запасами родовищ. Більшість потенційних ресурсів УВ: нафти до 70%, газу близько 90% - зосереджена межах мобільних геоблоків, де концентрація у середньому у 3-3.5 разу вище, ніж у стабільних.
Мобільні мегаблоки характеризуються набором загальних рис нафтогазоносності, хоча за детальному порівнянні їх між собою відзначаються певні відхилення. Показовим як приклад є Предуральський мегаблок, що відрізняється аномальною будовою земної кори. В осадовому чохлі, що перекриває мегаблок, концентрується більше половини прогнозних ресурсів газу НГП. Ця величина може бути обумовлена порівняльною молодістю високоінтенсивних пасток і приурочених до них покладів, що своєю чергою пояснюється своєрідним геодинамічним режимом мегаблоку в заключні стадії розвитку Тимано-Печорського басейну.
У Тімано-Печорському басейни кордону ОНГО в стратиграфічному діапазоні нижнього силуру - нижньої пермі та (або) різкої зміни їхньої продуктивності в цілому також збігаються з межами великих довгоживучих блоків земної кори. При цьому найбільша продуктивність характеризує блоки, що випробували в геологічній історії тривале стійке занурення - незалежно від їх подальшої інверсії - Предуральський прогин, Печоро-Колвінський авлакоген, Варандей-Адз'вінська зона (в останній продуктивність ОНГО дещо менше внаслідок менш послідовного, менш стійкого іноді змінювався підйомом). Розміщення ЗНГН у басейні також в основному підкоряється двом напрямкам, що обмежують основні блоки: субтиманському та субуральському; при цьому ЗНГН, як правило, відповідають або найбільшим лінійним блокам, після тривалого занурення зазнали часткової інверсії (Колвінський мегавал, Лайський вал та інші), або межам великих лінійних блоків (Шапкіно-Юряхський вал, вал Сорокіна та інші).
В результаті аналізу розподілу прогнозних ресурсів нафти і газу встановлені кореляційні залежності між будовою блоків консолідованої земної кори і структурою утворень осадового чохла, що їх перекривають. При прогнозі нафтогазоносності на регіональному, зональному і, частково, на локальному рівнях має враховуватися не тільки будова власне осадового тіла, що становить НГБ та його окремі частини, а й усієї товщі земної кори та процесів, що відбуваються в ній, в тій чи іншій мірі впливають на характер. нафтогазоносності осадової оболонки та стадій онтогенезу УВ, що відбуваються в ній.
У Прикаспійській западині всіх етапах її розвитку простежуються дискретні диференційовані руху блоків фундаменту, відбиті в осадовому чохлі. Успадкованість стародавнього структурного плану доведено бурінням на таких підняттях як Тенгіз та Карачаганак, присвячених піднятим блокам фундаменту. До прикордонних зон блоків западини можуть бути приурочені різнотипні тектонічно екрановані пастки, а також надрозломні та приразломні локальні підняття.
Узагальнення матеріалів, накопичених українськими геологами внаслідок пошуків нафти та газу в Дніпрово-Донецькій западині, Причорномор'ї, Криму, Волино-Поділлі та інших районах України, дозволило їм охарактеризувати роль розломної тектоніки у формуванні нафтогазоносних провінцій (НГП) та областей зон нафтогазононакопичення та родовищ УВ. Вплив блокової складової структури басейну відображено у його нафтогазогеологічному районуванні (рис. 56).
Інтерес до нафтогазоносності кристалічного фундаменту, а, відповідно і до блокової його будови, значно зріс у зв'язку з виявленням «… спочатку на площі Охтирського нафтопромислового району в Сумській області (скв. Хухринська – 1), а потім на ділянці Юльївської зони у Харбківській оюласті в кількох свердловинах було виявлено промислові скупчення нафти й газу, зосереджені у верхніх частинах кристалічного фундаменту глибині понад 250 м від його поверхні» . Примітний висновок про ділянки Дніпрово-Донецької западини, найбільш сприятливі для концентрації нафти і газу, що тяжіють до зон регіональних розломів, що довго живуть, в основному північно-західного (305 0 -315 0) і північно-східного (35 0 -45 0) напрямків і до вузлам їх перетинів.
Мал. 55. Схема нафтогеологічного районування північного борту ДДА по осадовому чохлу та верхній тріщинуватій зоні порід фундаменту (за І.І. Чебаненком, В.Г.Дем'янчуком, В.В. Кротом та ін. (за даними зі спрощеннями автора)).
1 – межа Дніпровсько-Донецької газонафтоносної області по осадовому чохлу (по ізогіпсі – 1 км по поверхні фундаменту); 2 – північне крайове порушення; 3 - тектонічні порушення (а - основні в породах фундаменту, 6 - другорядні); родовища: 4 – нафтові, 5 – нафтогазові, 6 – газові, 7 – параметрична Сотниківська вкв. 499.
Аналіз даних ГСЗ по Західно-Сибірській плиті та ступеня консолідації земної кори в її межах дозволяє виділити блоки, розмежовані глибинними розломами, виявити їх зв'язок з верхньою мантією, розглянути будову чохла осаду і розподіл родовищ нафти і газу в залежності від типу блоку. Більшість родовищ приурочено до блоків, яким відповідають залишки стародавніх складчастих комплексів, мінімальна кількість родовищ розташована в межах блоків, що відповідають положенню грабен-рифтів та зон глибокої тектонічної переробки. Найвиразніше блокова будова виражена в домезозойському підставі плити. Типовим прикладом блокової структури є Малоїцький палеозойський виступ, розташований у Нюрольській западині. Він складається із різних за величиною блоків, розділених розломами. Свердловини, що дали притоки та фонтани нафти, розташовані в різних блоках, переважно найбільш піднятих. Свердловини, що пробурені безпосередньо в зонах розломів, приток зазвичай не дають. Розглядаючи інші подібні приклади, можна дійти невтішного висновку - “... розломи як сприяють проникненню УВ у породи-колектори, а й можуть бути причиною розформування покладів при наступних тектонічних переміщеннях” . Узагальнення матеріалів із Західного Сибіру загалом показало, що з формування скупчень УВ осадових відкладеннях земної кори мають значення переважно тривало що розвивалися “відкриті” глибинні розломи. “Заліковані” розлами, заповнені мінеральною речовиною, було неможливо бути шляхами вертикального переміщення УВ.
Блокова ділимість літосфери – головний контролюючий чинник розміщення з корисними копалинами у земної корі. Цілком імовірно і те, що блокова ділимість літосфери визначає генетичні умови утворення та формування мінеральних та енергетичних корисних копалин.
17. Нетрадиційні види та джерела вуглеводневої сировини та
проблеми їх освоєння
Ресурси УВ у надрах великі, але лише мала їх частина, що належить до традиційним, вивчається. За межами досліджень, пошуку та освоєння залишається резерв ресурсів нетрадиційної ПВ сировини, що за обсягом на 2-3 порядки перевищує традиційний, але все ще мало вивчений. Так, ресурси метану в гідратному стані, розсіяного лише в донних відкладах Світового Океану та шельфів на два порядки (у нафтовому еквіваленті) перевищують традиційні ресурси УВ. Близько 8-104 млрд. т н. е. метану містяться у водорозчинених газах підземної гідросфери, причому лише у зоні обліку ресурсів УВ – до глибин 7 км. Величезні обсяги практично розвіданих ресурсів нафтових пісків – до 800 млрд. т н. е. в окремих регіонах світу - Канада, Венесуела, США та інші.
На відміну від рухомої в надрах, традиційної частини ресурсів нафти і газу, які видобувають сучасні технології, нетрадиційні ресурси погано рухливі або нерухомі в пластових умовах надр. Для їхнього освоєння потрібні нові технології та технічні засоби, які збільшують собівартість їх пошуку, видобутку, транспорту, переробки та утилізації. Не всі види нетрадиційної сировини нині технологічно та економічно доступні до промислового освоєння, але в енергодефіцитних регіонах, а також у басейнах із виснаженими видобутком запасами та розвиненою інфраструктурою окремі види нетрадиційної сировини можуть стати основою сучасного ефективного паливно-енергетичного забезпечення.
Основний приріст традиційних запасів нафти і газу у світі і, особливо, в Росії нині йде на територіях з екстремальними умовами освоєння - Арктика, шельфи, віддалені від споживачів географо-кліматично несприятливі регіони та інше. Витрати їх освоєння настільки великі, що, під час переходу нові сировинні основи, освоєння нетрадиційних резервів сировини, виявиться як неминучим, а й конкурентноспособным .
Важливість всебічного та своєчасного вивчення нетрадиційних ресурсів УВ особливо очевидна, якщо врахувати, що більше половини всіх врахованих, як традиційні, запаси нафти в Росії, представлені їх нетрадиційними видами та джерелами. Отже, не можна вважати коректним той рівень забезпеченості запасами нафтовидобутку в Росії, який нині розглядається на основі суми традиційних та нетрадиційних запасів, оскільки значні їх обсяги не відповідають умовам рентабельного освоєння.
Будь-яка нафтогазоносна провінція під час освоєння підходить до стадії виснаження. Своєчасна підготовка до розробки додаткових резервів як нетрадиційних джерел УВ дозволить тривалий час підтримувати рівень видобутку з рентабельними економічними показниками. В даний час ступінь виробленості більшості великих родовищ, що розробляються в Росії, в основному, перевищує 60% і, приблизно 43% загального видобутку здійснюється з великих родовищ зі ступенем виробленості 60-95%. Сучасна видобуток нафти у Росії ведеться у регіонах із високим ступенем виснаження запасів. Перехід освоєння нових сировинних баз в арктичних і східних акваторіях, вимагає резерву часу і наднормативних капітальних витрат, яких економіка Росії нині готова. Водночас у всіх НДБ, навіть із глибоко виснаженими запасами, є значні резерви нетрадиційних ресурсів УР, раціональне та своєчасне освоєння яких дозволить підтримати рівень видобутку. Досягнутий у світі прогрес у технологіях видобутку нафтогазової сировини припускає освоєння нетрадиційних видів та джерел УВ, зі вартістю еквівалентної вартості сировини на світовому ринку.
Дослідження ВНІГРІ показали значні резерви ресурсів нафти та газу в нетрадиційних джерелах та резервуарах. Їх вивчення та освоєння дозволить заповнити ту неминучу паузу у забезпеченні нафто-, а потім і газовидобування, яка неминуче виникне до введення в освоєння нових сировинних баз в екстремальних за умовами освоєння регіонах. У перспективі нетрадиційні джерела та види УВ стануть основою їхньої сировинної бази (див. «Сланцевий газ»). В даний час обсяги видобутку нетрадиційних УР не перевищують 10% від їх загальносвітового видобутку. Прогнозується, що до 2060 р. вони забезпечуватимуть більше половини всього видобутку УВ.
В даний час першочерговими для освоєння є такі види і джерела нетрадиційної вуглеводневої сировини:
1. Важкі нафти;
2.Горючі «чорні» сланці;
3.Низкопроникні продуктивні колектори та складні нетрадиційні резервуари;
Традиційно у вересні відзначається День нафтовика (День працівників нафтової, газової та паливної промисловості), у РФ цей день відзначають, як і за радянських часів – першу неділю вересня, в Україні, свято перенесли на другу неділю вересня.
Нафта - це масляниста горюча природна рідина, що складається зі складної суміші вуглеводнів та деяких органічних сполук. Досі немає однозначної думки вченого світу щодо походження нафти, хоча основною гіпотезою вважається поховання органічних речовин осадовими породами з подальшим складним перетворенням.
Нафта одна з головних корисних копалин на планеті, проте її запаси розподілені не рівномірно. Та й використовуються своїми державами по-різному. Наприклад, Росія перебуваючи на 7 місці у світі за запасами нафти 77 млрд. барелів, видобуває нафти стільки (505 млн.т.), скільки видобувають США (294 млн.т.), Канада (173,4 млн.т.) та Казахстан (70 млн.т.) разом узяті (2010 рік).
Запаси нафти найбільших родовищах нафти перевищують 10 млрд. тонн. Далі Топ 10 найбільших родовищ нафти.
1 Нафтове родовище Чіконтепек 22,1 млрд.тонн (Мексика)
Супергігантське нафтогазове родовище в Мексиці, що знаходиться на східному узбережжі Мексики. Відкрито у 1926 році.
Оператор: Pemex
2 Нафтове родовище Аль-Гавар 20 млрд.тонн (Саудівська Аравія)
Найбільше за запасами нафтогазове родовище-гігант у Саудівській Аравії. Одне з найбільших родовищ нафти і газу в світі, розташоване в басейні Перської затоки.
Оператор: Saudi Aramco
3 Нафтове родовище Великий Бурган 13 млрд. тонн (Кувейт)
Найбільше родовище-гігант, в якому зосереджено більше 5% розвіданих запасів нафти у світі до 2004 року.
Оператор: Kuwait Petroleum Corp.
4 Нафтове родовище Каріока Сугар Лоаф 11 млрд.тонн (Бразилія)
Група великих нафтогазових родовищ у Бразилії. Розташоване в Атлантичному океані 330 км на південний схід від м. Сан-Паулу
Оператор: Petrobras
група нафтових родовищ у Венесуелі (Нафтогазоносний басейн Маракайбо). Включає родовища Лагунільяс, Тіа-Хуана, Бочакеро
Оператор: Petroleos de Venesuela
6 Нафтове родовище Верхній Закум 8,2 млрд. тонн (ОАЕ)
Супергігантське нафтове родовище ОАЕ, що знаходиться в Перській затоці.
Оператор: ADNOC, ExxonMobil, Japan Oil Development Co.
7 Нафтове родовище Самотлорське 7,1 млрд тонн (Росія)
Найбільше у Росії одне з найбільших у світі родовищ нафти. Розташоване в Ханти-Мансійському автономному окрузі, поблизу Нижньовартівська, в районі озера Самотлор. У перекладі з хантійського Самотлор означає «мертве», «худа вода».
Оператор: ТНК-ВР
8 Нафтове родовище Північне/Південний Парс 7 млрд. тонн (Іран, Катар)
Супергігантське Нафтогазове Родовище, найбільше у світі. Знаходиться в центральній частині Перської затоки в територіальних водах Катару (Північне) та Ірану (Південний Парс).
Оператор: Qatar Gaz, Petropars
9 Нафтове родовище Кашаган 6,4 млрд. тонн (Казахстан)
Супергігантське нафтогазове родовище Казахстану, розташоване північ від Каспійського моря. Належить до Прикаспійської нафтогазоносної провінції.
Оператор: ENI, КазМунайГаз, Chevron, Total, Shell
10 Нафтове родовище Дацин 6,3 млрд. тонн (Китай)
Супергігантське нафтове родовище, найбільше в Китаї.
Оператор: PetroChina