Нефть

Не́фть

Нефть (через тур. neft, от перс. нефт) — горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами (см. Газы природные горючие) обычно на глубинах более 1,2—2 км. Вблизи земной поверхности Н. преобразуется в густую мальту (См. Мальта), полутвёрдый Асфальт и др.

I. Общие сведения

Н. состоит из различных углеводородов (алканов, циклоалканов, аренов — ароматических углеводородов — и их гибридов) и соединений, содержащих, помимо углерода и водорода, гетероатомы — кислород, серу и азот.

Н. сильно варьирует по цвету (от светло-коричневой, почти бесцветной, до темно-бурой, почти чёрной) и по плотности — от весьма лёгкой (0,65—0,70 г/см3) до весьма тяжёлой (0,98—1,05 г/см3). Пластовая Н., находящаяся в залежах на значительной глубине, в различной степени насыщена газообразными углеводородами. По химическому составу Н. также разнообразны. Поэтому говорить о среднем составе Н. или «средней» Н. можно только условно (рис. 1). Менее всего колеблется элементный состав: 82,5—87% С; 11,5—14,5% Н.; 0,05—0,35, редко до 0,7% О; 0,001—5,3% S; 0,001—1,8% N. Преобладают малосернистые Н. (менее 0,5% S), но около 1/3 всей добываемой в мире Н. содержит свыше 1% S.

Мировые (без социалистических стран) разведанные запасы Н. оценивались к началу 1973 в 71,2 млрд. т (данные по запасам Н., публикуемые за рубежом, возможно занижены). Запасы Н. в недрах по странам и регионам распределяются крайне неравномерно (рис. 2).

Мировая добыча Н. удваивается примерно каждое десятилетие. В 1938 она составляла около 280 млн. т, в 1950 около 550 млн. т, в 1960 свыше 1 млрд. т, а в 1970 свыше 2 млрд. т. В 1973 мировая добыча Н. превысила 2,8 млрд. т. В СССР в 1940 было добыто 31,1 млн. т, в 1973 — 429 млн. т. Всего с начала промышленной добычи (с конца 1850-х гг.) до конца 1973 в мире было извлечено из недр 41 млрд. т, из которых половина приходится на 1965—73.

Н. занимает ведущее место в мировом топливно-энергетическом хозяйстве. Её доля в общем потреблении энергоресурсов непрерывно растет: 3% в 1900, 5% перед 1-й мировой войной 1914—1918, 17,5% накануне 2-й мировой войны 1939—45, 24% в 1950 и 41,5% в 1972. Н. составляет основу топливно-энергетических балансов всех экономически развитых стран. В США на её долю (включая газовый конденсат) приходится 46% общего потребления энергии (1972), в странах ЕЭС — свыше 60% (1972), в Японии — 70% (1972). В СССР доля Н. в суммарной добыче топлива (в пересчёте на условное топливо) составила 42,3% в 1972. Опережающий рост потребления жидкого топлива в развитых капиталистических странах (США, страны Западной Европы, Япония, Канада, Австралийский Союз), на долю которых приходится свыше 4/5 потребления нефтепродуктов в мире (без социалистических стран), но около 10% разведанных запасов и около 30% её добычи, привёл к углублению географического разрыва между районами добычи и потребления Н. (рис. 3).

Быстрый рост добычи Н. в развивающихся странах (особенно на Ближнем и Среднем Востоке), за счёт которых покрываются растущие промышленные и военно-стратегические потребности развитых капиталистических стран, оказывает решающее воздействие на нефтяное хозяйство капиталистического мира. См. Нефтяные монополии.

II. Происхождение и условия залегания

В познании генетической природы Н. и условий её образования можно выделить несколько периодов. Первый из них (донаучный) продолжался до средних веков. Так, в 1546 Агрикола писал, что Н. и каменные угли имеют неорганическое происхождение; последние образуются путём сгущения и затвердевания Н.

Второй период — научных догадок — связывается с датой опубликования труда М. В. Ломоносова «О слоях земных» (1763), где была высказана идея о дистилляционном происхождении Н. из того же органического вещества, которое даёт начало каменным углям.

Третий период в эволюции знаний о происхождении Н. связан с возникновением и развитием нефтяной промышленности (См. Нефтяная промышленность). В этот период были предложены разнообразные гипотезы неорганического (минерального) и органического происхождения Н.

В 1866 французский химик М. Бертло высказал предположение, что Н. образуется в недрах Земли при воздействии углекислоты на щелочные металлы. В 1871 франц. химик Г. Биассон выступил с идеей о происхождении Н. путём взаимодействия воды, CO2, H2S с раскалённым железом. В 1877 Д. И. Менделеев предложил минеральную (карбидную) гипотезу, согласно которой возникновение Н. связано с проникновением воды в глубь Земли по разломам, где под воздействием её на «углеродистые металлы» — карбиды — образуются углеводороды и окись железа. В 1889 В. Д. Соколов изложил гипотезу космического происхождения Н. По этой гипотезе исходным материалом для возникновения Н. служили углеводороды, содержавшиеся в газовой оболочке Земли ещё во время её звёздного состояния. По мере остывания Земли углеводороды поглотились расплавленной магмой. Затем, с формированием земной коры, углеводороды проникли в осадочные породы в газообразном состоянии, конденсировались и образовали Н.

В 50—60-е гг. 20 в. в СССР (Н. А. Кудрявцев, В. Б. Порфирьев, Г. Н. Доленко и др.) и за рубежом (английский учёный Ф. Хойл и др.) возрождаются различные гипотезы неорганического (космического, вулканического, магматогенного) происхождения Н. Однако на 6-м (1963), 7-м (1967) и 8-м (1971) Международных нефтяных конгрессах неорганические гипотезы не получили поддержки.

Важным для познания генезиса Н. являлось установление в конце 19 — начале 20 вв. оптической активности Н., а также тесной связи Н. с сапропелевым органическим веществом в осадочных породах. Сапропелевую гипотезу, высказанную впервые немецким ботаником Г. Потонье в 1904—05, в дальнейшем развивали русские и советские учёные — Н. И. Андрусов, В. И. Вернадский, И. М. Губкин, Н. Д. Зелинский и др. Сапропелевая гипотеза ассимилирована современной теорией осадочно-миграционного происхождения Н. Развитию представлений о природе Н. и условиях формирования её залежей способствовали также труды немецкого учёного К. Энглера, американских геологов Дж. Ньюберри, Э. Ортона, Д. Уайта, русских и советских учёных — Г. П. Михайловского, Д. В. Голубятникова, М. В. Абрамовича, К. И. Богдановича и др.

Четвёртый период характеризуется организацией широких геолого-геохимических исследований, направленных на решение проблемы нефтеобразования и органически связанной с ней проблемы нефтематеринских отложений. В СССР такие работы осуществлены А. Д. Архангельским в 1925—26. В США аналогичные исследования начаты в 1926 П. Траском. В 1932 была опубликована классическая работа И. М. Губкина «Учение о нефти», сыгравшая огромную роль в развитии представлений о генезисе Н. и формировании её залежей. В 1934 в Н., асфальтах и ископаемых углях были найдены порфирины, входящие в молекулу хлорофилла и др. природных пигментов (См. Пигменты).

Начало пятого периода связано с открытием в 50-е гг. 20 в. (в СССР — А. И. Горской, в США — Ф. Смитом) нефтяных углеводородов в осадках водоёмов различного типа (в озёрах, заливах, морях, океанах). Дальнейшему прогрессу в этой области способствовали работы многих учёных и коллективов исследователей в разных странах: в СССР (А. Д. Архангельский, В. И. Вернадский, А. П. Виноградов, И. М. Губкин, Н. М. Страхов, А. А. Трофимук, А. М. Акрамходжаев, И. О. Брод, Н. Б. Вассоевич, В. В. Вебер, А. Ф. Добрянский, Н. А. Еременко, А. Э. Конторович, М. Ф. Мирчинк, С. Н. Неручев, К. Ф. Родионова, В. А. Соколов, В. А. Успенский и др.), в США (Ф. М. Ван-Тайл, К. Зобелл, У. Майншайн, А. Леворсен, Дж. Смит, Ф. Смит, Дж. Хант, Х. Хедберг, Э. Эванс, П. Эйбелсон, Дж. Эрдман и др.), во Франции (Б. Тиссоидр.), в ГДР (Р. Майнхольд, П. Мюллеридр.), в ФРГ (М. Тайхмюллер, Д. Вельте и др.), а также в Японии, Великобритании и др. Убедительные доказательства биогенной природы нефте-материнского вещества были получены в результате детального изучения эволюции молекулярного состава углеводородов и их биохимических предшественников (прогениторов) в исходных организмах, в органическом веществе осадков и пород и в различных Н. из залежей. Важным явилось обнаружение в составе Н. хемофоссилий — весьма своеобразных, часто сложно построенных молекулярных структур явно биогенной природы, т. е. унаследованных (целиком или в виде фрагментов) от органического вещества. Изучение распределения стабильных изотопов углерода (C12, C13) в Н., органическом веществе пород и в организмах (А. П. Виноградов, Э. М. Галимов) также подтвердило неправомочность неорганических гипотез. Было установлено, что Н. — результат Литогенеза. Она представляет собой жидкую (в своей основе) гидрофобную фазу продуктов фоссилизации (захоронения) органического вещества (керогена) в водно-осадочных отложениях. Нефтеобразование — стадийный, весьма длительный (обычно много млн. лет) процесс, начинающийся ещё в живом веществе (См. Живое вещество). Выделяется ряд стадий: подготовительная, во время которой под влиянием биохимических и биокаталитических факторов образуется диффузно рассеянная в материнской породе Н. (микронефть); главная, когда в результате битуминизации генерируется основная масса микронефти, происходит её «созревание», сближение по составу с собственно Н. и миграция в коллекторы, а по ним в ловушки; постумная, когда усиливается накопление низкомолекулярных углеводородов, обусловливающее образование обычно лёгкой газорастворённой Н. — газоконденсата; постепенно газы становятся всё более «сухими» (т. е. богатыми CH4). И. М. Губкин выделял также стадию разрушения нефтяных месторождений.

Считается, что основным исходным веществом Н. обычно является Планктон, обеспечивающий наибольшую биопродукцию в водоёмах и накопление в осадках органического вещества сапропелевого типа, характеризующегося высоким содержанием водорода (благодаря наличию в керогене алифатических и алициклических молекулярных структур). Породы, образовавшиеся из осадков, содержащих такого типа органическое вещество, потенциально нефтематеринские. Чаще всего это глины, реже — карбонатные и песчано-алевритовые породы, которые в процессе погружения достигают верхней половины зоны мезокатагенеза (см. Катагенез), где вступает в силу главный фактор нефтеобразования — длительный прогрев органического вещества при температуре от 50 °С и выше. Верхняя граница этой главной зоны нефтеобразования располагается на глубине от 1,3—1,7 км (при среднем геотермическом градиенте 4 °С/100 м) до 2,7—3 км (при градиенте 2 °С/100 м) и фиксируется сменой буроугольной степени углефикации органического вещества каменноугольной. Главная фаза нефтеобразования приурочена к зоне, где углефикация органического вещества достигает степени, отвечающей углям марки Г (см. Каменный уголь). Эта фаза характеризуется значительным усилением термического и (или) термокаталитического распада полимерлипоидных и др. компонентов керогена. Образуются в большом количестве нефтяные углеводороды, в том числе низкомолекулярньге (C5—C15), почти отсутствовавшие на более ранних этапах превращения органического вещества. Эти углеводороды, дающие начало бензиновой и керосиновой фракциям Н., значительно увеличивают подвижность микронефти. Одновременно, вследствие снижения сорбционной ёмкости материнских пород, увеличения внутреннего давления в них и выделения воды в результате дегидратации глин, усиливается перемещение микронефти в ближайшие коллекторы. При миграции по коллекторам в ловушки Н. всегда поднимается, поэтому её максимальные запасы располагаются на несколько меньших глубинах, чем зона проявления главной фазы нефтеобразования (рис. 4), нижняя граница которой обычно соответствует зоне, где органическое вещество пород достигает степени углефикации, свойственной коксовым углям (К). В зависимости от интенсивности и длительности прогрева эта граница проходит на глубинах (имеются в виду максимальной глубины погружения за всю геологическую историю данной серии осадочных отложений) от 3—3,5 до 5—6 км.

Н. находится в недрах в виде скоплений различного объёма от нескольких мм3 до нескольких десятков млрд. м3. Практический интерес имеют залежи Н., представляющие её скопления с массой от нескольких тыс. т и больше, находящиеся в пористых и проницаемых породах-коллекторах. Различают 3 основных типа коллекторов: межгранулярные (главным образом песчаные и алевритовые породы), кавернозные (например, карстово-кавернозные, рифогенные и др. известняки) и трещинные (карбонатные, кремнистые и др. трещиноватые породы). Залежь обычно располагается под слабопроницаемыми породами, слагающими покрышку.

Каждая залежь Н. находится в ловушке, задержавшей мигрировавшие Н. и газ и сохранявшей их в течение длительного времени. Можно выделить 3 основных типа ловушек: замкнутые, полузамкнутые и незамкнутые. Первые 2 типа связаны с первичным выклиниванием (стратиграфическое несогласие, тектоническое экранирование) коллекторов (рис. 5) и поэтому именуются ловушками выклинивания. Незамкнутые ловушки являются гидравлическими — в них газ и Н. удерживаются в сводовой части антиклинального перегиба слоев (весьма распространённый тип залежей Н.) или выступа подземного рельефа (например, захороненного рифа). Наиболее приподнятую часть ловушки иногда занимает газ («газовая шапка»); в этом случае залежь называется газонефтяной; под Н. располагается вода. Н. залегает на разных глубинах, вплоть до 6—7 км, однако на глубине 4,5—5 км нефтяные залежи всё чаще сменяются газовыми и газоконденсатными. Максимальное число залежей Н. располагается в интервале 0,5—3 км, а наибольшие запасы сосредоточены в пределах 0,8—2,4 км.

III. Нефтегазоносные бассейны, области, районы, месторождения

Обязательным условием нефтеобразования является существование крупных осадочных бассейнов, в процессе развития которых осадки (породы), содержащие углеродистое органическое вещество, могли при опускании достичь зоны, где осуществляется главная фаза нефтеобразования. Выделение осадочных бассейнов, являющихся родиной Н., имеет большое значение при нефтегазогеологическом районировании территорий и акваторий. Такие бассейны сильно варьируют по размерам — от нескольких тыс. до нескольких млн. км2, однако около 80% их имеют площадь от 10 тыс. до 500 тыс. км2. Всего в современном структурном плане Земли насчитывается (если исключить небольшие, преимущественно межгорные) около 350 таких бассейнов. Промышленная нефтегазоносность установлена в 140 бассейнах; остальные являются перспективными. По тектоническому строению среди осадочных бассейнов различают внутриплатформенные (около 30%), внутрискладчатые (около 35%), складчато-платформенные, или краевых прогибов (около 15%), периокеанические платформенные (около 15%) и др. К кайнозойским отложениям приурочено около 25% всех известных запасов Н., к мезозойским — 55%, к палеозойским — 20%. В пределах нефтегазоносных бассейнов выделяют нефтегазоносные области, районы и (или) зоны, характеризующиеся общностью строения и автономией.

Месторождения Н. являются основной низшей единицей районирования. Это участки земной коры площадью в десятки — сотни, редко тысячи км2, имеющие одну или несколько залежей Н. в ловушках (рис. 6). Большей частью это участки, где Н. собирается путём боковой или реже вертикальной миграции из зон нефтеобразования.

В мире известно (1973) около 28 тыс. месторождений Н.; из них 15—20% газонефтяные. Распределение месторождений по запасам подчинено закону, близкому к логнормальному. На долю месторождений с общими геологическими запасами каждого свыше 3 млн. т (извлекаемые запасы Н. обычно составляют около 1/4—1/2 геологических) приходится лишь 1/6 всех месторождений; из них более 400 находится в прибрежных зонах моря. Около 85% мировой добычи Н. дают 5% разрабатываемых месторождений; среди них в 1972 насчитывалось 27 гигантов с начальными извлекаемыми запасами каждого, превышающими 0,5 млрд. т. Больше всего таких месторождений на Ближнем Востоке. Только в двух из них — Гавар (Саудовская Аравия) и Бурган (Кувейт) — сосредоточено более 20% всех разведанных запасов Н. мира (без социалистических стран).

Месторождения Н. выявлены на всех континентах (кроме Антарктиды) и на значительной площади прилегающих акваторий (см. карту).

На территории СССР месторождения Н. были открыты в 19 в. на Апшеронском полуострове (см. Бакинский нефтегазоносный район), в районе Грозного, Краснодарском крае, на полуострове Челекен, в Тимано-Печорской области и на острове Сахалин. Накануне и после Великой Отечественной войны 1941—45 открыты и введены в разработку месторождения в Волго-Уральской нефтегазоносной области (См. Волго-Уральская нефтегазоносная область), позже выявлены месторождения в Западной Туркмении, в Казахстане (см. Мангышлакский нефтегазоносный район), в Ставропольском крае, на Украине и в Белоруссии. В 50—60-х гг. 20 в. был открыт один из крупнейших в мире Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн, в пределах которого обнаружены значительные месторождения Н. (табл. 1).

Табл. 1.— Важнейшие нефтяные месторождения ряда социалистических стран (1973)

* В Каспийском море.

Среди др. социалистических стран ряд месторождений имеется в Румынии и Китае, а также на территории Югославии, Польши, Венгрии. Единичные мелкие месторождения открыты в Болгарии, ГДР и Монголии.

Среди развитых капиталистических и развивающихся стран наиболее крупные месторождения открыты в странах Ближнего и Среднего Востока (табл. 2). Крупные месторождения Н. открыты в 50—60-х гг. 20 в. также в странах Северной и Западной Африки (Ливия, Алжир, Нигерия и Ангола), в Австралии и Юго-Востоке Азии (Индонезия, Бруней), несколько меньшие по запасам — в Индии, Бирме, Малайзии и совсем мелкие — в Японии. В США известно свыше 13 000 (в основном мелких) месторождений Н.; наиболее крупное открыто на Аляске (Прадхо-Бей), второе по величине — в Техасе (Ист-Тексас), несколько меньшие (по запасам) месторождения известны в Калифорнии (см. Калифорнийская нефтеносная область), Оклахоме и др. штатах (см. Мексиканского залива нефтегазоносный бассейн). Крупные месторождения Н. выявлены в Канаде и Мексике. В Южной Америке месторождения с большими запасами открыты в Венесуэле, где расположено одно из крупнейших месторождений-гигантов Боливар, объединяющее группу месторождений (например, Лагунильяс, Бачакеро, Тиа-Хуана) на сев.-вост. побережье озера Маракайбо (см. Маракайбский нефтегазоносный бассейн); единичные крупные месторождения имеются в Аргентине, Колумбии, Бразилии, на острове Тринидад и в смежных с ним акваториях. В Западной Европе крупные месторождения открыты лишь в акватории Северного моря (на шельфах Великобритании, Норвегии и Дании).

Месторождения Н. открыты во многих акваториях: Каспийского, Чёрного, Северного, Средиземного, Яванского, Южно-Китайского, Японского и Охотского морей, Персидского, Суэцкого, Гвинейского, Мексиканского, Кука и Пария заливов, пролива Басса, прибрежных частей Атлантического (вблизи Анголы, Конго, Бразилии, Аргентины, Канады), Тихого (вблизи Калифорнии, Перу и Экуадора) и Индийского (вблизи Сев.-Зап. Австралии) океанов. (О размерах добычи по странам см. Нефтяная промышленность.)

Табл. 2.— Важнейшие нефтяные месторождения развитых капиталистических и развивающихся стран (1973)

Примечание. Месторождения расположены в акваториях: 1 — Суэцкий залив; 2 — Персидский залив; 3 — Мексиканский залив; 4 — залив Кука; 5 — озеро Маракайбо; 6 — шельф Атлантического океана; 7 — Гвинейский залив; 8 — Южно-Китайское море; 9 — пролив Басса; 10 — Северное море.

IV. Разведка

Цель нефтеразведки — выявление, геолого-экономическая оценка и подготовка к разработке промышленных залежей Н. и газа. Нефтеразведка производится с помощью геологических, геофизических, геохимических и буровых работ, выполняемых в рациональном сочетании и последовательности. Процесс геологоразведочных работ на Н. и газ в СССР подразделяется на два этапа: поисковый и разведочный.

Поисковый этап включает три стадии: региональные геолого-геофизические работы, подготовка площадей к глубокому поисковому бурению и поиски месторождений. Разведочный этап на стадии не разделяется и завершается подготовкой месторождения к разработке.

На первой стадии поискового этапа в бассейнах с неустановленной нефтегазоносностью либо для изучения ещё слабо исследованных тектонических зон или нижних структурных этажей в бассейнах с установленной нефтегазоносностью проводятся региональные работы. Для этого осуществляются геологическая, аэромагнитная и гравиметрическая съёмки (1: 1 000 000 — 1 200 000), геохимические исследования вод и пород, профильное пересечение территории электро- и сейсморазведкой, бурение опорных и параметрических скважин (см. Геофизические методы разведки, Геохимические поиски, Опорное бурение, Параметрическое бурение). В результате выявляются возможные продуктивные комплексы отложений и нефтегазоносные зоны, даётся количественная оценка прогноза нефтегазоносности, и устанавливаются первоочередные районы для дальнейших поисковых работ. На второй стадии поисков производится более детальное изучение нефтегазоносных зон путём структурно-геологической съёмки, детальной гравиразведки, электроразведки, сейсморазведки и структурного бурения. Составляются структурная и др. виды карт в масштабах 1: 100 000 — 1: 25 000. Детальное изучение строения площадей для подготовки их к поисковому бурению производится сейсморазведкой и структурным бурением. Преимущество отдаётся сейсмической разведке (См. Сейсмическая разведка), которая позволяет изучать строение недр на большую глубину. На этой стадии уточняется оценка прогноза нефтегазоносности, а для структур, расположенных в зонах с доказанной нефтегазоносностью, подсчитываются перспективные запасы. На третьей стадии поисков производится бурение поисковых скважин с целью открытия месторождений. Поисковые скважины закладываются в присводовых частях антиклиналей, брахиантиклиналей, куполов (рис. 7, а) или в районах развития ловушек (рис. 7, б). Первые поисковые скважины для изучения всей толщи осадочных пород, как правило, бурят на максимальную глубину. Обычно первым разведуется верхний этаж, затем более глубокие. В результате поисков даются предварительная оценка запасов вновь открытых месторождений и рекомендации по их дальнейшей разведке.

Разведочный этап — завершающий в геологоразведочном процессе. Основная цель этого этапа — подготовка месторождения к разработке. В процессе разведки должны быть оконтурены залежи, определены литологии, состав, мощность, нефтегазонасыщенность, коллекторские свойства продуктивных горизонтов, изучены изменения этих параметров по площади, исследованы физико-химические свойства Н., газа и воды, установлена продуктивность скважин. Количество разведочных скважин и расстояния между ними зависят от типа разведуемой структуры, её размера и степени неоднородности нефтегазоносных пород. При наличии нескольких нефтегазоносных горизонтов разведочное бурение экономически целесообразно вести по этажам (рис. 8). В этажи выделяются промышленные объекты, отделённые друг от друга значительными глубинами. По завершению разведочных работ подсчитываются промышленные запасы и даются рекомендации о вводе месторождения в разработку.

Эффективность поиска нефтяных месторождений характеризуется коэффициентом открытий — отношением числа продуктивных площадей (структур) к общему числу разбурённых поисковым бурением площадей, средним числом поисковых скважин, необходимым для открытия одного нового месторождения. Основной показатель эффективности геологоразведочных работ (поискового и разведочного этапов) — стоимость разведки 1 т Н. (или 1 м3 газа). Др. показатели эффективности: прирост запасов на 1 м пробурённых поисковых и разведочных скважин или на одну скважину и отношение количества продуктивных скважин к общему числу законченных строительством скважин. В СССР эффективность геологоразведочных работ на Н. и газ по большинству показателей, как правило, выше, чем в США.

V. Добыча

Почти вся добываемая в мире Н. извлекается посредством буровых скважин, закрепленных стальными трубами высокого давления. Для подъёма Н. и сопутствующих ей газа и воды на поверхность скважина имеет герметичную систему подъёмных труб, механизмов и запорной арматуры, рассчитанную на работу с давлениями, соизмеримыми с пластовыми (см. Пластовое давление). Добыче Н. при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор её на поверхности водоёмов, обработка песчаника или известняка, пропитанного Н., посредством колодцев.

Сбор Н. с поверхности открытых водоёмов — это, очевидно, первый по времени появления способ добычи Н., который до нашей эры применялся в Мидии, Вавилонии и Сирии, в 1 в. в Сицилии и др. В России сбор Н. с поверхности р. Ухты начат Ф. С. Прядуновым в 1745. В 1858 на полуострове Челекен и в 1868 в Кокандском ханстве Н. собирали в канавах, по которым вода стекала из озера. В канаве делали запруду из досок с проходом воды в нижней части: Н. накапливалась на поверхности.

Разработка песчаника или известняка, пропитанного Н., и извлечение из него Н. впервые описаны итал. учёным Ф. Ариосто в 15 в. Недалеко от Модены в Италии такие нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах. Затем Н. выжимали в мешках при помощи пресса. В 1819 во Франции нефтесодержащие пласты известняка и песчаника разрабатывались шахтным способом при помощи штолен иногда длиной свыше 1 км. Добытую породу помещали в чан, наполненный горячей водой. После перемешивания на поверхность воды всплывала Н., которую собирали черпаком. В 1833—45 на берегу Азовского моря добывали песок, пропитанный Н. Песок помещали в ямы с покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка Н. собирали с поверхности воды пучками травы.

Добыча Н. из колодцев производилась в Киссии (древней области между Ассирией и Мидией) в 5 в. до н. э. при помощи коромысла, к которому привязывалось кожаное ведро. Добыча Н. из колодцев на Апшеронском полуострове известна с 8 в. Имеются письменные указания о добыче лёгкой Н. из колодцев в Сураханах и тяжёлой в Балаханах в 10—13 вв. Подробное описание колодезной добычи Н. в Баку дал нем. натуралист Э. Кемпфер в 17 в. Глубина колодцев достигала 27 м, их стенки обкладывались камнем или укреплялись деревом. В 1729 была составлена карта Апшеронского полуострова с указанием нефтяных колодцев. В 1825 в Баку из 120 колодцев было добыто 4126 т Н., а в 1862 из 220 колодцев 5480 т.

Добыча нефти посредством скважин начала широко применяться с 60-х гг. 19 в. Вначале, наряду с открытыми фонтанами (см. Фонтанная эксплуатация) и сбором Н. в вырытые рядом со скважинами земляные амбары добыча Н. из скважин осуществлялась также с помощью цилиндрических вёдер с клапаном в днище или желонок (см. Тартание). Из механизированных способов эксплуатации впервые в 1865 в США была внедрена Глубиннонасосная эксплуатация, которую в 1874 применили на нефтепромыслах в Грузии, в 1876 в Баку, в 1895 в Грозном. В 1886 В. Г. Шухов предложил компрессорную добычу нефти (См. Компрессорная добыча нефти), которая была испытана в Баку (1897). Более совершенный способ подъёма Н. из скважины — Газлифт — предложил М. М. Тихвинский в 1914.

Процесс добычи Н., начиная от притока её по продуктивному (нефтяному) пласту к забоям скважин и до внешней перекачки товарной Н. с промысла, можно разделить на три этапа. Первый — движение Н. по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин (т. н. разработка нефтяной залежи или месторождения). Второй этап — движение Н. от забоев скважин до их устьев на поверхности — эксплуатация нефтяных скважин. Третий этап — сбор Н. и сопровождающих её газа и воды на поверхности, их разделение, удаление воды и минеральных солей из Н. (т. н. подготовка Н.), обработка пластовой воды перед закачкой в пласт при его заводнении или для сброса в промышленную канализацию (т. н. подготовка воды), закачка воды в пласт через нагнетательные скважины, сбор попутного нефтяного газа. Осуществление процесса добычи Н. с помощью скважин и технологических установок называется эксплуатацией нефтяного промысла.

Разработка нефтяного месторождения. Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей (Н., воды) и газа в пластах к эксплуатационным скважинам. Управление процессом движения жидкостей и газа достигается размещением на месторождении нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, количеством и порядком ввода их в эксплуатацию, режимом работы скважин и балансом пластовой энергии. Принятая для конкретной залежи система разработки предопределяет технико-экономические показатели — дебит Н., изменение его во времени, коэффициент нефтеотдачи (См. Нефтеотдача), капитальные вложения, себестоимость и т. д. Перед разбуриванием залежи проводят проектирование системы разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации устанавливают условия, при которых будет протекать эксплуатация залежи, т. е. её геологическое строение, коллекторские свойства пород (пористость, проницаемость, степень неоднородности), физические свойства жидкостей и газов, насыщающих пласт (вязкость, плотность, растворимость газов и твёрдых углеводородов в Н.), насыщенность пород Н. водой и газом, пластовые давления, температура и т. д. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамических расчётов устанавливают технические показатели эксплуатации залежи для различных вариантов системы разработки и производят экономическую оценку вариантов системы. В результате технико-экономического сравнения выбирают оптимальную систему разработки.

Современные системы разработки в большинстве случаев предусматривают нагнетание воды в пласт (в 1972 около 75% всей добычи по СССР приходилось на системы с искусственным заводнением). Применяются в основном два вида заводнения (см. Заводнение) — законтурное, или приконтурное (для относительно небольшого размера залежей), и разного вида внутриконтурные (для залежей среднего размера и крупных).

Наиболее распространены системы внутриконтурного заводнения, когда залежь в зависимости от геологических условий залегания разделяется нагнетательными скважинами на полосы, в которых располагаются пять или три ряда эксплуатационных скважин (рис. 9). Для более интенсивной эксплуатации иногда применяется площадное заводнение, в этом случае нагнетательные скважины располагаются по всей площади пласта. Расстояния между скважинами составляют от 400 до 800 м. На одном месторождении пробуривают от нескольких десятков до нескольких тысяч эксплуатационных скважин (в зависимости от размера месторождения). Общее число эксплуатационных скважин по СССР 62 079, нагнетательных скважин 9135 (на 1 января 1974). Воздействие на пласт интенсифицируют увеличением соотношения между числом нагнетательных и эксплуатационных скважин, а также созданием в пласте давления нагнетаемой воды значительно выше начального пластового, вплоть до значения горного давления.

Вытеснение Н. водой при разработке залежей успешно применяется для Н. с вязкостью в пластовых условиях до 0,15—0,2 пз (0,015—0,02 н․сек/м2). При больших вязкостях коэффициента нефтеотдачи существенно снижается, а расход воды на вытеснение единицы объёма Н. увеличивается. Однако даже при низких вязкостях при вытеснении Н. водой около половины геологических запасов Н. остаётся в недрах.

Ведутся работы по повышению нефтеотдачи пластов путём улучшения отмывающей и вытесняющей способности нагнетаемой воды, добавкой различного рода присадок — поверхностно-активных веществ, углекислоты, веществ, повышающих вязкость воды, что уменьшает неблагоприятное соотношение вязкостей Н. и вытесняющей её жидкости. Изменение неблагоприятного соотношения вязкости осуществляют также понижением вязкости Н. Этот способ может быть реализован нагнетанием в пласт теплоносителей (горячей воды или пара). В 70-х гг. вновь начали применять тепловое воздействие на пласт путём создания внутрипластового очага горения, впервые предложенного в СССР в начале 30-х гг. (см. Термическая нефтедобыча). Большие перспективы связаны со способом добычи Н. при помощи сочетания заводнения с внутрипластовым горением, которое поддерживается закачкой в пласт водовоздушных смесей. Проводятся (1974) теоретические и экспериментальные исследования повышения нефтеотдачи путём вытеснения Н. растворителями и системами, растворимыми одновременно в Н. и в воде. При глубоком залегании пластов для повышения нефтеотдачи в ряде случаев успешно применяется нагнетание в пласт газа высокого давления.

Разработку неглубоко залегающих пластов, насыщенных высоковязкой Н., в некоторых случаях осуществляют шахтным способом (см. Шахтная добыча нефти).

Эксплуатация нефтяных скважин. Извлечение Н. из скважин производится либо за счёт естественного фонтанирования под действием пластовой энергии (См. Пластовая энергия), либо путём использования одного из нескольких механизированных способов подъёма жидкости. Обычно в начальной стадии разработки месторождений преобладает фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ добычи. К механизированным способам относятся: газлифтный, или эрлифтный, и глубиннонасосный (с помощью штанговых, погружных электроцентробежных, гидропоршневых и винтовых насосов). В СССР штанговые глубиннонасосные скважины составляют 69,1% всех эксплуатируемых скважин, 15,0% фонтанные, 11,8% скважины с погружными электроцентробежными насосами, 3,7% газлифтные скважины (1973). Развивающимися способами эксплуатации скважин являются газлифтный, значительно усовершенствованный в начале 70-х гг., и способ, использующий погружные электроцентробежные насосы, который позволяет отбирать из скважин большое количество жидкости (воды и Н.). В США 8% скважин эксплуатируются фонтанным способом и 92% — механизированным (1972). На месторождениях Н. Ближнего Востока большая часть скважин эксплуатируется фонтанным способом.

Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение Н. и сопровождающего её газа из недр Земли. Вся продукция скважин, состоящая из Н. с попутным газом (и, как правило, с пластовой водой, в отдельных случаях с примесью песка), направляется по трубопроводу на групповую замерную установку, где производят замер количества поступающей из скважины Н., определяют процент содержащейся в ней воды и количество попутного газа, приходящегося на 1 т добытой Н. (т. н. Газовый фактор). На основе этих замеров подсчитывают суточный дебит Н. (в т) и газа (в м3) по каждой скважине в отдельности. К групповой установке подключают обычно 10—30 скважин. Суточная добыча Н. на различных нефтепромыслах колеблется в широких пределах, достигая десятков тыс. т. Важным этапом процесса добычи Н. является сепарация — отделение газа от Н., производимое в газонефтяном сепараторе. Такие сепараторы группируют в одном или нескольких пунктах промысла. Н., освобожденная от попутного газа, поступает на промысловые установки для обезвоживания и обессоливания, где от неё отделяется пластовая вода с минеральными солями до остаточного содержания солей в товарной Н. не более 50 мг на 1 л. Газ направляют потребителям или на газобензиновый завод для переработки. Обезвоживание и обессоливание осуществляется тепловым, химическим или электрическим способом. Значительная часть солей удаляется при обезвоживании с отделяемой водой, однако, иногда требуется дополнительное обессоливание пропусканием Н. через слой пресной воды. Отделённая от Н. вода подвергается очистке для последующей закачки в пласты или сброса в канализацию. Н. также стабилизируют, т. е. отбирают из неё наиболее летучие углеводородные фракции для сокращения потерь от испарения при транспортировке на нефтеперерабатывающие заводы. Процесс стабилизации заключается в нагреве нефти до 80—120 °С, отделении лёгких углеводородов и последующей их конденсации. Полученные при этом нестабильный бензин и газ направляются на газобензиновые заводы, находящиеся обычно вблизи нефтяного промысла. Для уменьшения расхода топлива на нагревание и сокращения эксплуатационных расходов все три процесса — обезвоживание, обессоливание и стабилизацию — совмещают в установке комплексной подготовки Н. Под