Нефть

НЕФТЬ (через тур. neft, от перс. нефт; восходит к аккадскому напатум — вспыхивать, воспламенять * а. oil, crude oil, petroleum; н. Erdol, Ol, Rohol; ф. petrole, huile, naphte; и. petroleo, oil, nafta) — 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 глубине более 1,2-2 км. Вблизи земной поверхности нефть преобразуется в густую мальту, полутвёрдый асфальт и др. (см. Битумы природные). Нефть в залежах в различной степени насыщена газом, в основном лёгкими углеводородами (см. Нефтяной газ).

Химический состав и физические свойства. Нефть — сложное природное образование, состоящее из углеводородов (метановых, нафтеновых и ароматических) и неуглеводородных компонентов (в основном кислородных, сернистых и азотистых соединений).

Элементный состав нефти: С 82,5-87%; Н 11,5-14,5%; О 0,05-0,35, редко до 0,7%; S 0,001-5,5, редко свыше 8%; N 0,02-1,8%. Около 1/3 всей добываемой в мире нефти содержит свыше 1% S. Химический состав нефти различных месторождений колеблется в широких пределах, и говорить о её среднем составе можно только условно (рис.). Бензиновые и керосиновые фракции большинства нефтей CCCP характеризуются значительным содержанием алканов (свыше 50%), иногда преобладают нафтены (50-75%). Содержание ароматических углеводородов в бензиновых и керосиновых фракциях большинства нефтей от 3 до 15% и от 16 до 27% соответственно. Масляные дистилляты значительно различаются по углеводородному составу. Наибольшим содержанием ароматических углеводородов (в некоторых случаях до 53-65%) отличаются фракции высокосернистых нефтей. Часто нефти характеризуются значительным содержанием твёрдых углеводородов нормального строения — парафинов. Кислородные соединения присутствуют в виде нефтяных кислот, асфальтенов и смол, содержащих свыше 90% находящегося в нефти кислорода. Сернистые соединения нефти — сероводород, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофаны, а также полициклические сернистые соединения разнообразной структуры. Азотистые соединения — в основном гомологи пиридина, гидропиридина и гидрохинолина. Компонентами нефти являются также газы, растворённые в ней (от 30 до 300 м³ на 1 т нефти), вода и минеральные соли. Содержание золы (минеральных веществ) в большинстве нефтей не превышает десятых долей процента. Максимальные концентрации металлов в нефти не превышают сотых долей процента: V — 0,015%; Ni — 0,005%; Cu — 0,0001%; Со — 0,00004%; Mo — 0,00044%; Cr — 0,00018%.

Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до тёмно-бурого и чёрного; плотность от 800 до 980-1050 кг/м³ (плотность менее 800 кг/м³ имеют газовые конденсаты). По плотности нефти делятся на 3 группы; на долю лёгких нефтей (с плотностью до 870 кг/м³) в общемировой добыче приходится около 60% (в CCCP — 66%); на долю средних нефтей (871-910 кг/м³) в CCCP — около 28%, за рубежом — 31%; на долю тяжёлых (свыше 910 кг/м³) — соответственно около 6% и 10%.

Температура начала кипения нефти выше 28°С. Температура застывания колеблется от +26 до -60°С и зависит от содержания парафина (чем его больше, тем температура застывания выше), удельная теплоёмкость нефти 1,7-2,1 кДж, уд. теплота сгорания 43,7-46,2 МДж/кг, диэлектрическая проницаемость 2-2,5, электрическая проводимость 2•10^-10-0,3•10^-18 Ом^-1•см^-1. Вязкость изменяется в широких пределах (при 50°С 1,2-55•10^-6 м²/с) и зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ). Температура вспышки колеблется от 35 до 120°С в зависимости от фракционного состава и давления насыщенных паров. Нефть растворима в органических растворителях, в воде при обычных условиях практически нерастворима (может образовывать с ней стойкие эмульсии).

Методы исследования нефти. Сведения о свойствах и составе нефти используются для установления её генезиса и процессов формирования месторождений; для уточнения направлений поиска и разведки, прогнозирования качества нефти для проектирования и организации рациональной добычи, транспорта, хранения и рациональной переработки нефти

Методы исследования нефти включают определение физических свойств (плотность, вязкость, температурные, оптические, электрические и др.) и состава — фракционного (выход фракций в определённых пределах кипения), группового (содержание углеводородов, смол, асфальтенов; содержание классов углеводородов, составляющих нефти или её фракции; содержание групп смолисто-асфальтеновых компонентов), структурно-группового (среднее содержание структурных групп в составляющих нефти соединениях), индивидуального (молекулярный состав части углеводородов и относительно низкомолекулярных гетероатомных соединений нефти), элементного (относительное содержание углерода, водорода, серы, азота, кислорода и микроэлементов в нефти).

Данные определения свойств и состава нефти находят выражение в различных их классификациях: геохимических и генетических — для характеристики и идентификации нефти, технологических — имеющих значение для оценки способов переработки нефти, химических — имеющих как самостоятельное значение, так и лежащих в основе геохимических и технологических классификаций. При промысловых исследованиях определяют плотность нефти, её фракционный состав (выход фракций в % по массе от начала кипения до 350°С), вязкость, содержание серы, смол, асфальтенов, парафинов и их температуру плавления.

В 1980 в CCCP приняты единые унифицированные программы исследования нефти. Они включают комплекс методов изучения свойств (плотность, вязкость, температура вспышки и застывания и др.); элементного состава, в т.ч. содержание металлов в нефти; группового состава — содержание смол, асфальтенов, парафинов, нефтяных кислот, фенолов и др.; фракционного состава (потенциальное содержание фракций при атмосферно-вакуумной разгонке); группового состава углеводородов бензиновых, керосино-газойлевых и масляных дистиллятов; структурно-группового состава 50-градусных фракций нефти, определённого по методу n-d-m; индивидуального углеводородного состава бензиновых фракций, определяемого газожидкостной хроматографией; товарные характеристики дистиллятов, остаточных масел и др.

В геохимических и генетических исследованиях большое значение имеет изучение нефти на молекулярном уровне. Методы газожидкостной хроматографии позволяют изучить индивидуальный состав углеводородов бензиновых фракций; широкое распространение получила газожидкостная хроматография нефракционированной нефти в режиме программирования температуры, которая даёт распределение нормальных и изопреноидных алканов в интервале С₁₂-С₃₅, лежащее в основе химической типизации нефти; использование компьютерной хромато-масс-спектрометрии позволяет установить состав и концентрацию реликтовых стеранов и гопанов С₂₇-С₃₅, несущих исключительную генетическую информацию.

Основу технологической классификации нефтей в CCCP составляют: содержание серы (класс I — малосернистые нефти, включающие до 0,5% S; класс II — сернистые нефти с 0,5-2% S; класс III — высокосернистые нефти, содержащие свыше 2% S); потенциальное содержание фракций, выкипающих до 350°С (тип Т1 — нефти, в которых указанных фракций не меньше 45%, тип Т2 — 30-44,9% и Т3 — меньше 30%); потенциальное содержание масел (группы М1, М2, М3 и М4; для М1 содержание масел не меньше 25%, для М4 — меньше 15%); качество масел (подгруппа И1 — нефти с индексом вязкости масла больше 85, подгруппа И2 — нефти с индексом вязкости 40-85); содержание парафина в нефти и возможность получения реактивных дизельных зимних или летних топлив и дистиллятных масел с депарафинизацией или без неё (вид Р1 — нефти с содержанием парафина до 1,5%, вид П2 — нефти с 1,5-6% парафина и вид П3 — нефти с содержанием парафина свыше 6%). Сочетание обозначений класса, типа, группы, подгруппы и вида составляет шифр технологической классификации нефти. За рубежом нефти сортируют в основном по плотности и содержанию серы.

Происхождение и условия залегания нефти издавна привлекали внимание естествоиспытателей. В 1546 Г. Агрикола писал, что нефти и каменные угли имеют неорганическое происхождение; угли образуются путём сгущения нефти и её затвердевания. М. В. Ломоносов ("О слоях земных", 1763) высказал идею о дистилляционном происхождении нефти под действием глубинного тепла из органического вещества, которое даёт начало и каменным углям. Со 2-й половины 19 века усиливается интерес к нефти в связи с развитием нефтяной промышленности, появляются разнообразные гипотезы неорганического (минерального) и органического происхождения нефти. В 1866 французский химик М. Бертло предположил, что нефти образуется в недрах Земли при воздействии углекислоты на щелочные металлы. В 1871 французский химик Г. Биассон выступил с идеей о происхождении нефти путём взаимодействия воды, CO₂, Н₂S с раскалённым железом. В 1877 Д. И. Менделеев предложил минеральную (карбидную) гипотезу, согласно которой возникновение нефти связано с проникновением воды вглубь Земли по разломам, где под действием её на "углеродистые металлы" — карбиды — образуются углеводороды и оксид железа. В 1889 В. Д. Соколов изложил гипотезу космического происхождения нефти, по которой исходным материалом для возникновения нефти служили углеводороды, содержавшиеся в газовой оболочке Земли ещё во время её звёздного состояния; по мере остывания Земли углеводороды были поглощены расплавленной магмой, а затем, с формированием земной коры, газообразные углеводороды проникли в осадочные породы, сконденсировались и образовали нефть. Были предложены гипотезы вулканического происхождения нефти (Ю. Кост, 1905), минерального мантийного образования (Н. М. Кижнер, 1914, Е. Мак-Дермот, 1939, К. Ван Орстранд, 1948).

В 50-60-е годы 20 века в CCCP Н. А. Кудрявцев, В. Б. Порфирьев, Г. Н. Доленко и др. и за рубежом Ф. Хойл (Великобритания), Т. Голд (США) и другие учёные выдвинули различные гипотезы неорганического происхождения нефти.

На международных нефтяных и геохимических конгрессах (1963-83) гипотезы неорганического происхождения нефти не получили поддержки. Большинство геологов-нефтяников в CCCP и за рубежом — сторонники концепции органического происхождения нефти. В своём становлении она прошла этапы сложной внутренней борьбы представителей различных научных школ и направлений и превратилась в научную теорию, на основе которой осуществляются нефтепоисковые работы.

Установление в конце 19 — начале 20 вв. оптической активности нефти и тесной связи её с сапропелевым органическим веществом осадочных пород привело к возникновению сапропелевой гипотезы, высказанной впервые немецким ботаником Г. Потонье в 1904-05. В дальнейшем её развивали русские и советский учёные Н. И. Андрусов, В. И. Вернадский, И. М. Губкин, Н. Д. Зелинский, Г. П. Михайловский, Д. В. Голубятников, М. В. Абрамович, К. И. Богданович и др.; немецкий учёный К. Энглер; американские геологи Дж. Ньюберри, Э. Ортон, Д. Уайт и др.

В 20-е гг. начаты геолого-геохимические исследования по проблеме нефтеобразования и связанной с ней проблеме нефтематеринских отложений (в CCCP А. Д. Архангельский, 1925-26; в США П. Траск, 1926). В 1932 была опубликована классическая работа И. М. Губкина "Учение о нефти", сыгравшая огромную роль в развитии представлений о генезисе нефти и формировании её залежей. В 50-е гг. (в CCCP — А. И. Горская, в США — Ф. Смит) были открыты нефтяные углеводороды в современных осадках водоёмов различного типа (в озёрах, заливах, морях, океанах). Дальнейшему прогрессу представлений о происхождении нефти способствовали работы многих учёных и коллективов исследователей разных стран: в CCCP А. Д. Архангельский, В. И. Вернадский, А. П. Виноградов, И. М. Губкин, Н. М. Страхов, А. А. Трофимук, И. О. Брод, Н. Б. Вассоевич, В. В. Вебер, А. Ф. Добрянский, В. А. Соколов, В. А. Успенский и др.; в США А. Леворсен, Дж. Смит, Дж. Хант, Х. Хедберг и др.; во Франции Б. Тиссо и др.; в ГДР Р. Майнхольд, П. Мюллер и др.; в ФРГ М. Тайхмюллер, Т. Вельте и др., а также в Японии, Великобритании и других странах. Убедительные доказательства биогенной природы нефтематеринского вещества были получены в результате детального изучения эволюции молекулярного состава углеводородов и их биохимических предшественников в исходных организмах, в органическом веществе осадков и пород и в различных нефтях из залежей. Важным явилось обнаружение в составе нефти хемофоссилий — своеобразных молекулярных структур, унаследованных целиком или в виде фрагментов от органического вещества. Изучение распределения стабильных изотопов углерода, серы, азота, кислорода, водорода в нефти, органических веществах пород и в организмах (А. П. Виноградов, Э. М. Галимов) также подтвердило связь нефти с органическим веществом осадочных пород.

Нефть представляет собой жидкую гидрофобную фазу продуктов фоссилизации (захоронения) органических веществ (керогена) в водно-осадочных отложениях. Нефтеобразование — стадийный, весьма длительный (обычно много млн. лет) процесс, начинающийся ещё в живом веществе. Обязательным его условием является существование крупных областей погружения земной коры — осадочных бассейнов, в процессе развития которых породы, содержащие органическое вещество, могли достичь зоны с благоприятными термобарического условиями для образования нефти. Большинство исследователей выделяют ряд стадий: подготовительную, во время которой под влиянием биохимического и биокаталитического фактора образуются рассеянные в материнской породе углеводороды и другие компоненты нефти (битумоиды); главную, когда в результате битуминизации генерируется основная масса жидких углеводородов, происходит термокатализ, декарбоксилирование, диспропорционирование водорода, приводящие к "созреванию" битумоидов; сближение их по составу с собственно нефти и миграция в коллекторы, а по ним в ловушки; постумную, когда усиливается накопление низкомолекулярных углеводородов и образование обычно газорастворённой нефти — газоконденсата; по мере погружения газы становятся более "сухими" (т.е. богатыми CH₄ и CO₂). Заключительной является стадия разрушения и рассеивания нефти, превращения её в твёрдые битумы (асфальты, озокериты и др.).

Основным исходным веществом нефти является планктон, обеспечивающий наибольшую биопродукцию в водоёмах и накопление в осадках органического вещества сапропелевого типа, характеризующегося высоким содержанием водорода. Генерирует нефть и гумусовое вещество, образующееся в основном из растительных остатков. Потенциально нефтематеринскими породами (см. Нефтегазоматеринские породы) являются глины, реже — карбонатные и песчано-алевритовые породы, которые в процессе погружения достигают зоны мезокатагенеза, где наиболее активно действует главный фактор нефтеобразования — длительный прогрев органического вещества при температуре свыше 50°С. Верхняя граница этой зоны располагается на глубине от 1,3-1,7 (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. Нижняя — 3,5-5 км и характеризуется степенью углефикации органического вещества, свойственной коксовым углям. В зоне мезокатагенеза углефикация органического вещества достигает степени, отвечающей углям марки Г (см. Каменный уголь), и характеризуется значительным усилением термического и (или) термокаталитического распада полимерлипоидных и других компонентов керогена. Образуются в большом количестве нефтяные углеводороды, в т.ч. низкомолекулярные (С₅-С₁₅). Они дают начало бензиновой и керосиновой фракциям нефти, значительно увеличивают подвижность микронефти. Одновременно вследствие снижения сорбционной ёмкости материнских пород, увеличения внутреннего давления в них, выделения воды при дегидратации глин усиливается перемещение микронефти в ближайшие коллекторы (см. Коллекторы нефти и газа). По порам, трещинам и другим пустотам нефть движется в приподнятые участки природного резервуара — ловушки (вторичная миграция), где накапливается и сохраняется длительное время под слабопроницаемыми породами-покрышками, образуя залежи. В результате гравитационной дифференциации газа, нефти и воды наиболее приподнятую часть ловушки занимает газ ("газовая шапка"), ниже — нефти, под ней располагается вода. Большая часть залежей нефти связана с осадочными породами. Экранирующими породами (покрышками) являются глины, аргиллиты, соленосные отложения, реже — карбонатные породы. Залежи нефти чаще всего образуются: в сводах антиклинальных структур — структурный тип ловушек, в зонах выклинивания вверх по восстанию пласта коллектора или линзовидного его залегания, а также в областях резкого изменения его физических свойств — литологические залежи, в зонах срезания и несогласного перекрытия коллектора покрышкой — стратиграфии, залежи (см. Ловушка нефти и газа, Нефтяная залежь). Нефть в залежах находится под давлением, близким к нормальному гидростатическому (давлению столба минерализованной воды высотой, примерно равной глубине залегания коллектора). Известны залежи с аномально высокими и аномально низкими пластовыми давлениями. Эти аномалии формируются в гидродинамически замкнутых частях разреза. Встречаются аномальные давления, в 1,5-2 раза превышающие нормальное гидростатическое. Пластовая температура также растёт с глубиной в среднем на 2,5-3,5° на 100 метров. Отмечаются и температурные аномалии, связанные главным образом с неоднородностью эндогенного теплового потока, тепловой анизотропией, а также с процессами преобразования углеводородов в залежах, конвективным переносом тепла при их формировании, процессами сжатия газа и др. Нефть залегает на глубинах от десятков метров до 5-6 км, однако на глубинах свыше 4,5-5 км преобладают газовые и газоконденсатные залежи с незначительным количеством лёгких фракций нефти. Максимальное число залежей нефти располагается в интервале 1-3 км. Современными методами возможно извлечение до 70% заключённой в пласте нефти, однако средний коэффициент извлечения 0,3-0,4, т.е. извлекаемые запасы составляют только 30-40% геологических запасов. Практическое значение имеют залежи с извлекаемыми запасами от сотен тысяч т и более; обычно извлекаемые запасы залежей — миллионы, очень редко — миллиарды тонн. Совокупность залежей, контролируемых единым структурным элементом, образует нефтяное месторождение.

Поисково-разведочные работы. Первые поисковые работы велись в местах выхода нефти и газа на поверхность. Вблизи выходов нефти закладывались неглубокие колодцы. Так были открыты первые месторождения на Апшеронском полуострове, полуострове Челекен, в Грозненском районе, на Кубани, в Фергане, на Эмбе и Ухте. Буровые скважины в ряде стран (например, в Китае с 12 в.) использовались для добычи воды и рассолов, на Кубани неглубокие скважины использовались также для поисков мест заложения колодцев. С 1866 бурение становится основным методом поисков и добычи нефти. Но ещё долгое время скважины на нефть бурились наугад.

Раньше всего была выявлена связь месторождений нефти с антиклинальными зонами ("линиями"), в пределах которых часто не наблюдалось поверхностных нефтегазопроявлений. Поиски нефти стали ориентироваться на антиклинальные зоны, выявление их методами геологической съёмки стало обязательным элементом поискового процесса. Вскоре выяснилось, что скопления нефти и газа располагаются не только в пределах антиклинальных линий, но связаны также с зонами развития сбросов, надвигов, угловых несогласий в залегании пород, зонами выклинивания пластов, соляными куполами, рифовыми массивами, образующими в пористых и проницаемых пластах ловушки для нефти и газа. Крупным событием явилось открытие И. М. Губкиным в Майкопском районе нефтяных залежей, приуроченных к погребённым русловым песчаным отложениям (1911). Антиклинальная теория преобразуется в гравитационную, согласно которой нефти и газ заполняют наиболее приподнятые части различных ловушек. В связи с этим поиски нефти и газа стали ориентировать на выявление геологических условий нахождения ловушек нефти и газа. Начинают широко использоваться структурно-геологическая съёмка, структурное бурение, а в 30-е гг. — геофизические методы выявления структур и прежде всего электроразведка. В 40-е гг. геофизические методы становятся основными в выявлении структур нефтяных и газовых месторождений, особенно на платформе (см. Разведочная геофизика). Вместе с геофизическими методами начинают развиваться прямые геохимические методы поисков нефти и газа, вначале путём фиксации микрогазопроявлений на поверхности и в неглубоких скважинах (см. Газовая съемка).

Середина 20 века знаменуется выходом нефтепоисковых работ на новые геологически малоизученные территории суши, подводные окраины материков и внутреннего моря; поиски нефти в старых нефтегазоносных бассейнах ориентируются на большие глубины и геологически сложные условия (надвиговые зоны, мощные накопления соли и др.). Это повлекло за собой существенные изменения в методах поисков, потребовало знания не только современных геологических строений бассейнов, перспективных в нефтегазоносном отношении, ко и истории геологического развития их с палеофациальными, палеотектоническими, палеогидрогеологическими и другими реконструкциями. Теоретические представления о происхождении нефти и формировании месторождений становятся основой прогнозирования их размещения.

Значительно усовершенствуются геофизические и прежде всего сейсмические методы, результаты которых позволяют строить геологические разрезы (сейсмостратиграфия), картировать локальные структуры и зоны их развития. Разрабатываются и внедряются прямые геофизические методы поисков нефти и газа, основанные на геофизических эффектах, вызываемых наличием в земной коре залежей нефти или газа, усовершенствуются прямые геохимические методы поисков, используются результаты космогеологических исследований.

Для решения теоретической и практической задач поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений внедряются различные математические приёмы с применением ЭВМ, позволяющие прогнозировать размещение ресурсов углеводородов и, в частности, раздельно нефти и газа, определять тем самым наиболее эффективные направления поисков и оптимальные системы размещения разведочных скважин на месторождениях.

Геологоразведочные работы на нефть (и газ) — совокупность взаимосвязанных исследований и операций, направленных на открытие месторождений, геолого-экономическую их оценку и подготовку к разработке. Конечной целью является обеспечение народного хозяйства запасами нефти (и газа), достаточными для развития добычи в установленных объёмах. Поисково-разведочные работы проводятся в определенной последовательности и делятся на 3 этапа: региональный, поисковый и разведочный.

Региональный — изучение основных закономерностей геологического строения осадочных бассейнов или их частей и оценка перспектив нефтегазоносности крупных территорий с целью выделения первоочередных районов поисковых работ. Комплекс работ — параметрическое, опорное бурение, мелкомасштабная гравиметрическая и магнитная съёмки, сеть региональных сейсмических профилей, геохимические исследования вод и пород. В результате региональных работ выясняют площадь осадочного бассейна или его части, общую мощность осадочных образований, их возраст, наличие и распространение нефтеносных комплексов, историю геологического развития, основные тектонические элементы (впадины, своды, валы, зоны региональных нарушений). Полученные данные позволяют дать прогнозную оценку нефтеносности и определить направления и задачи поискового этапа: первоочередные районы, стратиграфические комплексы — наиболее перспективные для поисков месторождений.

Поисковый — выявление и подготовка перспективных структур к поисковому бурению, поиски залежей нефти (газа). Для этого проводится сейсмопрофилирование, в необходимых случаях — параметрическое бурение, гравиметрическая среднемасштабная съёмка (1:200 000 — 1:1000 000), высокоточная детальная электроразведка, поисковая геохимия для выявления перспективных структур, детальная сейсморазведка и другие геофизические и геохимические исследования с целью подготовки перспективных структур к поисковому бурению; поисковое бурение. На этом этапе работ производят детальное изучение разреза; устанавливают наличие и положение в разрезе продуктивных горизонтов, характер коллекторов; проводят опробование и испытание нефтенасыщенных пластов, оценку запасов открытых залежей. В результате поисков даются предварительная оценка запасов вновь открытых месторождений и рекомендации по их дальнейшей разведке.

Разведочный этап — завершающий в геологоразведочном процессе. Его цель — подготовка залежи, месторождения к разработке (см. Разведка нефтяных месторождений).

По данным разведочного этапа составляется технологическая схема разработки месторождения и производится подсчёт запасов применительно к методам извлечения. На всех этапах используются материалы космической и аэрофотосъёмок, а также результаты научного обобщения материала, анализ пород, нефти, газа, вод, составление графических документов (карт, разрезов и т.д.). Поисково-разведочные работы ведут нефтегазоразведочные (параметрическое, опорное, поисковое и разведочное бурение), геофизические и другие экспедиции. Эффективность геологоразведочных работ определяется удельным приростом запасов нефти (т на 1 м бурения или т на 1 рубль затрат), успех работ характеризуется долей продуктивных площадей из общего числа введённых в поисково-разведочные работы и долей продуктивных скважин от общего числа пробуренных. В последнее двадцатилетие широкое развитие получили поисково-разведочные работы на море (см. Морская разведка месторождений).

В современном структурном плане Земли насчитывается около 600 бассейнов (провинций) площадью от нескольких тысяч до миллионов км2; суммарная площадь их около 80 млн. км², в т.ч. 50 млн. км2 на суше и 30 млн. км² на шельфах. Промышленная нефтеносность установлена в 160 бассейнах, остальные перспективны для поисков. К кайнозойским отложениям приурочено около 25% известных запасов нефти, к мезозойским — 55%, к палеозойским — 20%. В пределах нефтегазоносных бассейнов (провинций) выделяют области, районы и (или) зоны, характеризующиеся общностью условий формирования и размещения месторождений и пространственной обособленностью (см. Нефтегеологическое районирование).

Мировые (без социалистических стран) разведанные запасы нефти оценивались к началу 1984 в 79,7 млрд. т. Распределение запасов по нефтяным месторождениям, а также по странам и регионам крайне неравномерное (см. табл.). Из известных 30 тысяч месторождений нефти свыше 80% составляют месторождения с извлекаемыми запасами менее 1 млн. т. Уникальные месторождения (свыше 300 млн. т) составляют 0,2% общего количества, но содержат 70% запасов нефти земного шара. См. таблицу.

Месторождения нефти выявлены на всех континентах (кроме Антарктиды) и на значительной площади прилегающих акваторий (карта). В Азии сосредоточено 53% запасов нефти, из них 98% — на Ближнем и Среднем Востоке (Саудовская Аравия, Иран, Ирак, Кувейт и др.); в Европе (без социалистических стран) почти все запасы (примерно 2 из 2,3 млрд. т) сосредоточены в акватории Северного моря. Также неравномерно распределена и добыча: 23% — страны Ближнего и Среднего Востока, 27% — социалистические страны, 18% — США. 32% — прочие страны.

На территории CCCP месторождения нефти были известны давно, промышленная добыча начата в конце 19 — начале 20 вв. на Апшеронском полуострове (см. Бакинский нефтегазоносный район), на полуострове Челекен, в районе Грозного, Краснодарском крае, в Тимано-Печорском регионе, Прикаспийской впадине (Эмба), Ферганской впадине, на острове Сахалин, в Прикарпатье и др. Накануне и после Великой Отечественной войны 1941-45 открыты и введены в разработку месторождения в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, на полуострове Мангышлак, в Предкавказье, Днепровско-Припятской впадине (на Украине и в Белоруссии). В 1960-85 были открыты многочисленные нефтяные месторождения Западной Сибири, ставшей главной базой страны по добыче нефти. Месторождения нефти разрабатываются в Китае, Румынии, Югославии, Польше, Венгрии и других социалистических странах. Среди развитых капиталистических и развивающихся стран наиболее крупные месторождения открыты на Ближнем и Среднем Востоке. Только в двух месторождениях Гавар (Саудовская Аравия) и Большой Бурган (Кувейт) сосредоточено свыше 20% всех разведанных запасов нефти мира (без социалистических стран). Крупные месторождения открыты в странах Северной и Западной Африки (Ливия, Алжир, Нигерия, Ангола) и Юго-восточной Азии (Индонезия, Бруней); меньшие по запасам — в Австралии, Индии, Бирме, Малайзии и совсем мелкие — в Японии. В США известно свыше 20 000 месторождений; наиболее крупное открыто на Аляске (Прадхо-Бей), второе по величине — в Texace (Ист-Тексас), несколько меньшие известны в Калифорнии (см. Калифорнийские нефтегазоносные бассейны), Оклахоме и других штатах. Крупные месторождения выявлены в Мексике и Канаде. В Южной Америке месторождения с большими запасами открыты в Венесуэле, где расположено одно из крупнейших месторождений-гигантов Боливар (см. Маракайбский нефтегазоносный бассейн); единичные крупные месторождения имеются в Аргентине, Колумбии; боле мелкие — в Бразилии, на острове Тринидад и в смежных с ним акваториях. В Западной Европе крупные месторождения открыты лишь в акваториях Северного моря (Норвегия, Великобритания). В последние десятилетия поиски, разведка и разработка ведутся в Мировом океане на шельфах окраинных и внутренних морей. Месторождения нефти открыты в 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 (на шельфах США, Лабрадора, Анголы, Конго, Бразилии, Аргентины, Канады), Тихого (вблизи Калифорнии, Перу и Эквадора) и Индийского (вблизи Северо-Западной Австралии) океанов. Дальнейшее освоение ресурсов нефти Мирового океана идёт по линии расширения работ на шельфах, континентальных окраинах материков на глубине воды свыше 1500 м.

Добыча нефти включает извлечение её из недр, сбор, учёт и подготовку нефти к транспортировке (см. Разработка нефтяных месторождений), а также эксплуатацию скважин и наземного оборудова