Месторождения, связанные с эрозионными и рифовыми массивами

 

Наиболее значительные месторождения нефти и газа, связанные с биогенными выступами, приурочены к рифовым образованиям. Последние для своего роста требуют особых физико-географических условий. Как правило, рифогенные массивы располагаются вдоль крупных дизъюнктивных нарушений, отразившихся на рельефе дна, или вдоль структурных выступов. Наиболее благоприятные условия для развития рифов существовали в бассейнах краевых частей платформ. Здесь не происходило быстрого накопления огромных масс терригенного материала, мешающего жизнедеятельности организмов. В то же время подвижность краевых частей платформы сказывалась благоприятно на росте тела массива. В пределах Русской платформы рифогенные образования развиты в бортовых зонах Камско-Кинельской системы прогибов и, вероятно, в бортовой зоне Прикаспийской впадины, где можно встретить рифы, сходные с рифами Кэптен Северной Америки. Особенно широко развиты рифы вдоль Предуральского краевого прогиба. Схема распределения рифовых массивов в Предуралье. Залежи могли возникать как в самом теле массива, так и в окружающих его породах. Здесь иногда образовывались поднятия облекания. Такое образование не связано непосредственно с тектоническими явлениями. При погружении массива и захоронении его под толщей осадков последние сначала образовывали негоризонтальные слои, которые, обволакивая выступ, приобретали его форму. Условия миграции в таких поднятиях близки к условиям в обычных складках. Таким образом, если в теле массива возникают главным образом массивные залежи, то вокруг него и над ним могут возникнуть все остальные разновидности залежей табл.

Месторождения платформенных областей, связанные с эрозионными и рифовыми массивами, и присущие им залежи нефти и газа

 

 

	Группы и	подгруппы залежей нефти и газа
Месторождения	Наиболее характер-	Встречающиеся	Залежи, нахождение которых совершенно
	ные для данного	в месторождениях	исключено или
	типа	данного типа	возможно в редких
			случаях
Месторождения, свя-	1. Массивные за-	1. Литологически	1. Пластовые, тек-
занные с эрозион-	лежи в биоген-	со всех сторон	тонически экра-
ными и рифовыми	ных и эрозион-	ограниченные	нированные
массивами	ных выступах
	2. Пластовые, ли-	2. Массивные зале-	2- Пластовые за-
	тологически и	жи в структур-	лежи, разбитые
	стратиграфичес-	ных выступах	на блоки
	ки экранирован-
	ные
	3. Пластовые сво-
	довые залежи,
	не разбитые на
	блоки

 

Месторождения, связанные с гомоклиналями

В платформенных условиях можно наблюдать огромные территории, занятые полого падающими слоями. Структурный элемент в пределах платформы со сравнительно однородным моноклинальным падением пластов, не превышающим 1—2 м на 1 км, получил название гомоклинали. В структурном отношении гомоклиналь является аналогом моноклинали складчатых областей. Основное отличие гомоклинали заключается в меньшей мощности осадочного покрова и меньших углах регионального наклона пород. Так же, как и в моноклиналях, для возникновения залежей в резервуарах, слагающих гомоклиналь, необходимо присутствие структурных или литологических осложнений. В то же время в связи с более спокойным залеганием пластов даже в очень слабо выраженных ловушках здесь может произойти скопление нефти и газа. В пределах гомоклиналей можно выделить два типа месторождений: 1) месторождения, связанные с зонами разломов и другими структурными осложнениями; 2) месторождения, связанные с зонами выклиниваний и несогласий.

Месторождения платформенных провинций, связанные с гомоклиналями, и присущие им залежи нефти и газа.

В массивных резервуаров возможно и вертикальное направление внутрирезервуарной миграции. Ловушки могут возникнуть в зоне крупного тектонического нарушения, секущего гомоклиналь. Следует иметь в виду возможность возникновения залежей в структурных осложнениях моноклинали, имеющих очень незначительную амплитуду подъема, но достаточно резко очерченных в плане. Группы залежей, наиболее характерные для месторождений этого типа, представлены в табл.

Месторождения платформенных провинций, связанные с гомоклиналями, и присущие им залежи нефти и газа.

 

Месторождения, связанные с синклинальными прогибами

Залежи на месторождениях этой группы формируются исключительно под действием гравитационных сил. Нефть скапливается в синклиналях только в том случае, если жидкие углеводороды оказываются в сухом, безводном пласте. Сухие, безводные пласты-резервуары встречаются в природе очень редко. Процесс накопления осадочных толщ большей частью связан с водными бассейнами.

Образование залежей газа в синклиналях совершенно исключено. Углеводородные газы легче газов, которые могут заполнять сухие породы, поэтому они всегда будут подниматься вверх по крыльям синклинали. К этому следует добавить, что сухие породы хорошо проницаемы для газа даже в том случае, если они сложены плотными, но сухими глинами. Формирование залежей газа может произойти в ловушках, расположенных в верхних частях крыльев синклинали.

Такого типа месторождения нефти встречаются в Аппалачской впадине в США. В месторождениях залежи нефти часто занимают не дно синклинали, как это следовало бы ожидать, а нижнюю часть склона. Это объясняется литологическими особенностями резервуаров, уменьшением пористости в данном направлении. О таких залежах можно сказать, что они литологически ограничены вниз по падению пласта. Из известных месторождений этого типа в США можно упомянуть Кэбин-Криг, Бег-Криг, Гриффитсвилл и Копли. В Советском Союзе месторождения, связанные с синклиналями, пока не обнаружены.

 

 

Методика и стадийность геохимических поисков нефтегазовых месторождений.

Геохимические поиски основаны на том, что месторождения негерметичны. Абсолютно герметичных месторождений не бывает, потому что нет например абсолютно герметичных покрышек нефтегазовых месторождений. Даже если это глины, даже если это каменная соль, то все равно через любую покрышку углеводороды просачиваются. Значит есть ореол рассеивания над залежью углеводородов, это типа теоретическое обоснование геохимических поисков.

Также установлены закономерности рассеивания углеводородов над залежью по вертикали и по латерали.

Изучаются метан и его гомологи. Первым будет выходить из залежи гелий и метан, потом пропан и т.д. Ну есть диффузия (при разности концентрации вещества), но основной способ движения углеводородов (и вообще флюидов) под землей важный для поисков на нефть и газ — это фильтрация. Происходит она в основном по пористым породам, коллекторам. Движущая сила фильтрации — это разность давлений. Есть еще конвекция, это когда перемещение из-за разницы температур.

Есть зона АВГО — это зона активного водогазообмена, там крутятся вода и газ. Там кислород, а он окислитель, поэтому углеводороды, которые восстановители исчезают. В этом трудность поиска. Значит надо бурить скважины ниже зоны АВГО, более глубокие.

Геохимические методы

Газовый

Битумный (изучаются битумы)

3) Гидрогеохимические (изучается вода)

Микробиологический (бактерии)

Биогеохимический

Радиометрический метод

Физикохимический метод

Геотермический

Самый лучший, самый надежный метод для прогноза газовых месторождений это газовый метод, а для прогноза нефти — это битумный метод.

 

Газовый метод включает 4 направления:

1.Поверхностная газовая съемка.

2.Газокерновое опробование

3.Газовый каротаж скважин

4.Специфические газовые методы

 

Битумный метод: Люминисцентно-битуминологический анализ, при котором

Лёгкий битум - свечение бледно-голубое

Маслянистый битум — желтое свечение

Маслянисто-смолистый битум оранжевое

Смолистый битум — коричневое

Смолистоабсорбентвый битум тёмно-коричневое свечение

 

Аномалия битуминозного вещества — это если концентрация в грунте 0,001, соответственно 0,0001 -фон, а 0,1 — это ураганная концентрация.

28. Горючие полезные ископаемые. Основные группы, представления об условиях образования.

ТОРФ — горючее полезное ископаемое растительного происхождения, предшественник генетического ряда углей. Образуется в результате естественного отмирания и неполного распада болотных растений под воздействием биохимических процессов в условиях повышенной влажности и недостатка кислорода. Залегает на поверхности Земли или на глубине первых десятков м под покровом минеральных отложений. От почвенных образований торф отличается по содержанию в нём органических соединений (не менее 50% по отношению к абсолютно сухой массе), от БУРОГО УГЛЯ — повышенным содержанием влаги и форменных растительных остатков, а в химическом отношении — наличием сахаров, гемицеллюлоз и целлюлозы.

Состав и свойства торфов. Состоит из не полностью разложившихся остатков растений, продуктов их распада (гумуса) и минеральных частиц; в естественном состоянии содержит 86—95% воды.

Растительные остатки и гумус содержат органическую и минеральную части, последняя определяет зольность торфов. Перегной (гумус) придаёт торфу тёмную окраску. Относительное содержание в торфе бесструктурной (аморфной) массы, включающей гуминовые вещества и мелкие раститительные ткани, утратившие клеточное строение, определяет степень разложения. Различают торфы слаборазложившийся (до 20%), среднеразложившийся (20— 35%) и сильноразложившийся (св. 35%). В ботаническом составе торфов присутствуют остатки древесины, коры и корней деревьев и кустарников, различные части травянистых растений, а также гипновых и сфагновых мхов. В зависимости от ботанического состава, условий образования и свойств выделяют 3 типа торфов (ВЕРХОВОЙ ТОРФ, ПЕРЕХОДНЫЙ ТОРФ, НИЗИННЫЙ ТОРФ).

Химический состав и свойства торфов тесно связаны с его типом, ботаническим составом и степенью разложения. Элементный состав (% на органич. массу): С 48—65, О 25—45, Н 4,7—7, N 0,6— 3,8, S до 1,2, реже до 2,5. В компонентном составе органической массы содержание битумов (бензольных) 1,2—17 (максимум у верховых торфов высокой степени разложения), водорастворимых и легкогидролизуемых веществ 10—60 (максимум у верховых торфов моховой группы), целлюлозы 2—10, гуминовых кислот 10—50 (минимум у слаборазложившихся верховых и максимум у сильноразло-

жившихся Т. всех типов), лигнина (негидролизуемый остаток) 3—20. Содержание макро- и микроэлементов в Т. зависит от зольности и ботанического состава. Содержание в торфах оксидов достигает (ср. %): Si и Са— 5, AI и Fe 0,2—1,6, Mg 0,1—0,7, Р 0,05—0,14; микроэлементов (мг/кг): Zn до 250, Си 0,2—85, Со и Мо 0,1—10, Мп 2— 1000. Макс, содержание этих элементов выявлено в Т. низинного типа. Содержание общего азота в органической массе торфа варьирует от 0,6 до 2,5% (верховой тип) и от 1,3 до 3,8% (низинный тип).

Торф — сложная полидисперсная многокомпонентная система; его физические свойства зависят от состава твёрдой фазы, степени её разложения или дисперсности и степени увлажнённости. В зависимости от типа и степени разложения цвет торфы варьирует от светло-жёлтого до тёмно-коричневого (верховой) и от серо-коричневого до землисто-чёрного (низинный). Структура верховых торфов изменяется от губчатой (моховой торф), губча-товолокнистой до пластично-вязкой (древесный торф), низинных — от войлочной, ленточно-слоистой до зернисто-комковатой. Плотность торфов зависит от влажности, степени разложения, зольности, состава минеральной и органической частей, в естественных условиях залежи достигает 800—1080 кг/м³; плотность сухого вещества 1400—1700 кг/м³. Влагоёмкость торфов в зависимости от ботанического состава и степени разложения колеблется от 6,4 до 30 кг/кг. максимально у верховых торфов моховой группы. Пористость достигает 96—97%, предельное напряжение на сдвиг уменьшается с ростом влагосодержания и степени разложения торфов от 3 до 35 кПа, при пенетрации (зондировании) до 400 кПа. Средняя теплота сгорания Т. 21— 25 МДж/кг, увеличивается с повышением степени разложения и содержания битумов. Торфы малой степени разложения имеет низкие значения коэффициента теплопроводности и удельной теплоты сгорания (10—12,5 МДж/кг), высокие значения газопоглотительной способности. Коэффициент фильтрации торфов с ненарушенной структурой изменяется от 0,1 • 10^-5 до 4,3 • 10^-5 м/с. Минимальное значения у торфов верхового типа высокой степени разложения, максимально — у торфов низинного типа. При осушении коэффициент фильтрации уменьшается в несколько раз.

УГЛИ — твёрдые горючие горные породы, образовавшиеся из отмерших растений. Угли ископаемые залегают в виде пластов и прослоев или мощных (десятки, реже первые сотни м) пластообразных и линзовидных залежей в осадочных толщах, выделяемых как УГЛЕНОСНЫЕ ФОРМАЦИИ. Имеют землистую, массивную, слоистую или зернистую текстуру, однородную или полосчатую структуру; цвет от коричневого до серо-чёрного, блеск от матового до металловидного.

Общие сведения. Угли ископаемые — один из наиболее распространённых видов полезных ископаемых, они выявлены на всех континентах земного шара. Известно около 3000 угольных месторождений и бассейнов. Общие ресурсы углей ископаемых мира (1984) оцениваются в 14,8 трлн. т в натуральном выражении, или в 12 трлн. т условного топлива (тут); разведанные (соответствующие категориям А, В, С) в 1,24 трлн. т (1,02 трлн. тут). Ресурсы углей ископаемых России оцениваются в 5,58 трлн. т., но из них 3,7 трлн. т заключено в слабоизученных и трудных для освоения бассейнах-гигантах — Тунгусском, Ленском и Таймырском. Из зарубежных стран наиболее крупные общие ресурсы углей ископаемых учтены (млрд. т): в США (3600), КНР (1465), Австралии. (783), Канаде (582), ФРГ (287), ЮАР (206), Великобритании (189), Польше (174), Индии (115).

Доля углей ископаемых в мировом энергетическом балансе мира в 1913 была 93%. В связи с более широким использованием в 20 в. других, более эффективных видов энергетических ресурсов (нефть, газ, энергия ГЭС, атомная энергия) она снизилась до 56% в 1950 и до 29% в 1985.

Природные типы, состав и свойства. Угли ископаемые по характеру исходного для УГЛЕ-ОБРАЗОВАНИЯ материала угли ископаемые подразделяются на группы: ГУМОЛИТЫ (преобладающая часть), САПРОПЕЛИТЫ и САПРОГУМОЛИТЫ. По преобладанию в органич. веществе тех или иных продуктов преобразования растений выделяются подгруппы гумолитов: гумиты и ЛИПТОБИОЛИТЫ и классы сапропелитов и сапрогумолитов (напр., БОГХЕДЫ, КЕННЕЛИ), отличные по микрокомпонентному составу и свойствам. С учётом изменений химического состава, физических и технологических свойств углей ископаемых, обусловленных их УГЛЕФИКАЦИЕЙ, выделяются основные природные виды углей ископаемых: БУРЫЙ УГОЛЬ, КАМЕННЫЙ УГОЛЬ и АНТРАЦИТ, каждый из которых соответственно различиям в их вещественном составе и степени углефикации характеризуется широким диапазоном колебаний основных показателей качества и технологических свойств.

Основные компоненты углей ископаемых: органическое вещество, минеральные примеси и влага. Органическое вещество — носитель ценных свойств углей ископаемых — представлено различным сочетанием компонентов из полностью утратившего при торфо- и углеобразовании и углефикации или частично сохранившего первоначальную структуру раститительного материала. В химическом отношении органическое вещество сложено высоко молекулярными соединениями, структура которыхрых изучена недостаточно. В его элементном составе преобладает углерод, подчинённое значение имеют кислород, водород и сера; в незначителных количествах присутствуют соли органических кислот и металлоорганические соединения. Масса органического вещества составляет 50—97% от общей массы сухого угля. Минеральные примеси рассеяны в органической массе или в угольных пластах в виде кристаллов, конкреций, тонких прослоев и линз. Наиболее распространены глинистые минералы; содержание их в среднем составляет 60—80% от общей массы неорганического материала. Подчинённое значение имеют карбонаты, сульфиды железа и кварц. В незначительных количествах содержатся сульфиды цветных и редких металлов, фосфаты, сульфаты, соли щелочных металлов. Относительное содержание минеральных примесей в сухом веществе угля колеблется в широких пределах, с условным разграничением углей ископаемых и углистых пород по ЗОЛЬНОСТИ (А— 50—60%). Влага частично входит в состав органической массы или содержится в кристаллизационных решётках некоторых минералов. Большая её часть удерживается сорбционными и капиллярными силами в мелких порах и трещинах угля (связанная влага) или содержится в крупных трещинах и порах (свободная влага). Массовая доля суммарной свободной и связанной влаги колеблется от 60% в мягких рыхлых до 16% в плотных бурых углях, снижаясь до 6—10% в слабометаморфизованых камаменных углях и антрацитах. Минимальная влажность (до 4%) имеют среднеметаморфизованные каменные угли. Величина этого показателя — один из основных параметров классификации бурых углей. Повышенные содержания минеральных примесей и влаги отрицательно сказываются на теплотехнические свойствах и технологических процессах переработки углей ископаемых, а также удорожают (как балласт) стоимость их транспортировки.

Использование углей ископаемых в коксохимическом производстве лимитируется их спекаемостью — способностью переходить при нагревании в пластичном состояние и образовывать при затвердевании пористый монолит. Этим свойством обладают только каменные угли средних (II—V) стадий метаморфизма определённого петрографического состава. Бурые угли и антрациты дают неспёкшийся порошкообразный нелетучий остаток, слабо- и сильнометаморфизованные каменные угли — порошкообразный или слабоспекшийся. Основные носители спекаемости — компоненты ВИТРИНИТА ГРУПП и ЛЕЙПТИ-НИТА; частично размягчаются компоненты группы семивитринита. Компоненты группы инертинита (фюзинита) не обладают способностью даже частичного размягчения. На различиях в спекаемости (соотношении плавких и отощающих компонентов) основана шихтовка углей, направляемых для коксования (см. КОКСУЮЩИЕСЯ УГЛИ). Для всех направлений технологического использования угля нормируется содержание серы. Большинстве месторождений содержит малосернистые (S_f — 0,1 —1,5) угли, но в некоторых бассейнах средняя массовая до­ля серы в углях повышается до 3— 6% (Донбасс), 6% (Подмосковный, Кизеловский) и 8—10% (Иркутский). Массовая доля серы в сухом угле нормируется с учётом направлений использования углей ископаемых.

Углей ископаемых всех разведываемых и вовлекаемых в разработку месторождений подвергаются техническому анализу с определением рабочей влаги, зольности, содержания серы, ВЫХОДА ЛЕТУЧИХ ВЕЩЕСТВ (V). Определяется их элементный состав, теплота сгорания: высшая (по бомбе) и низшая (рабочего топлива). Изучаются петрографический состав и физические свойства углей — плотность действительная и кажущаяся, обогатимость, механическая прочность и размолоспособность, в необходимых случаях — термическая стойкость, электрические свойства. С учётом возможного и намечаемого использования углей производятся специальные исследования по определению для бурых и низкометаморфизованных углей — выхода смол, битумов, гуминовых кислот, для каменных — спекаемости, коксуемости, содержания фосфора. Для всех направлений использования и особенно для сжигания изучается состав и свойства ЗОЛЫ, содержания в углях попутных полезных компонентов — урана, германия, галлия, ванадия, вольфрама, благородных металлов и др.

ГОРЮЧИЕ СЛАНЦЫ, пиробитуминозные сланцы,— осадочные породы карбонатно-глинистого (мергелистого), глинистого или кремнистого состава, содержащие 10—50%, редко до 60% сингенетичного осадконакоплению органического вещества (керогена). Горючие сланцы имеют коричневую, коричнево-жёлтую, серую, оливково-серую окраску, листоватую или массивную текстуру. Термин «горючие сланци» иногда применяют для обозначения всех высокозольных твёрдых каустобиолитов, содержащих органические вещества различного происхождения и различных условий преобразования (углистых, битуминозных и липтобиолитовых сланцев).

Кероген — сингенетичное осадконакоплению органическое вещество с высоким выходом смол при сухой перегонке, при органическом выходе битумов, экстрагируемых органическими растворителями при низких температурах. Исходным материалом органического вещества горючих сланцев служила биомасса преимущественно низших водорослей (сапропелевые компоненты), в меньшей степени — высших растении (гумусовые компоненты) и частично животных организмов. По соотношению сапропелевых и гумусовых компонентов горючие сланцы подразделяются на сапропелиты (горючие сланцы Прибалтийского сланцевого бассейна, Волжского басе, и Болтышского месторождения) и сапрогумиты (менилитовые сланцы Карпат). Отличительная генетическая особенность органическрог вещества большинства горючих сланцев — его накопление в донных осадках при нормальном кислородном режиме. Органическое вещество горючих сланцев характеризуется высоким содержанием водорода (7—10%), большим выходом летучих при термической переработке (до 90%), высокой удельной теплотой сгорания (Q =29—37 МДж/кг). Основные минеральные компоненты горючих сланцев — кальцит, кварц и глинистые минералы, подчинённое значение имеют полевые шпаты, пирит, акцессорные минералы.

Для изучения состава и качества горючих сланцев используются углехимические методы исследований, регламентированные в России государственными стандартами. В России к пригодным для промышленного применения относятся горючие сланцы с удельной теплотой сгорания сухого топлива (Q_b) не менее 5 МДж/кг. Требования к горючим сланцам разрабатываемых месторождений значительно выше. Согласно действующим государственным стандартам, минимальная величина Q_b должна составлять: прибалтийские Г. с. для пылевидного сжигания 10,3 МДж/кг и для слоевого сжигания 11,7 МДж/кг, для переработки на газ и смолу — ленинградские 12,1 МДж/кг и эстонские 13,8 МДж/кг; Г. с. Кашпирского месторождения (Ср. Поволжье) для пылевидного сжигания 8,8 МДж/кг, для полукоксования 9,6 МДж/кг. Промышленной классификации горючих сланцев нет. Добываемые в Прибалтийском сланцевом басейне горючие сланцы подразделяются по крупности кусков на 2 сорта (класса) — энергетические (0—25 мм) и технологические (25— 125 мм). Большое число месторождений горючих сланцев относится к платформенным и имеет горизонтальное и слабонаклонное залегание. В России горючие сланцы известны в кембрийских, ордовикских, девонских, каменноугольных, юрских, палеоген-неогеновых отложениях. Общепринятой оценки мировых запасов горючих сланцев нет. Общие потенциальные ресурсы горючих сланцев в мире оценены в 450 трлн. т (26 трлн. т сланцевой смолы). Переработка горючих сланцев в России — полукоксованием в шахтных генераторах с целью получения сланцевой смолы и водно-растворимых фенолов и коксованием в камерных печах для производства бытового газа. Смола используется как жидкое топливо, компонент шпалопропиточного масла, для производства электродного кокса и др. Фенолы идут на производство синтетических дубителей, клея, лаков, мастик, модификаторов резины, тампонажных составов и др. ценных химических продуктов. Твёрдые отходы переработки горючих сланцев (зола, сланцевый полукокс и кокс) широко используются в промышленности строительных материалов для производства минеральной ваты, сланцезольного портландцемента, силикатного кирпича, автоклавных изделий из тяжёлого сланцезольного бетона и газозолобетона, а также в дорожном строительстве и для известкования почв. Карбонатные отходы добычи и обогащения горючих сланцев применяются для производства строительного щебня. Горючие сланцы отдельных месторождений имеют высокое содержание Си, Mo, U, Pb, Zn, V и оцениваются как рудное сырьё.

ГАЗЫ ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ — смеси углеводородов метанового ряда и неуглеводородных компонентов, встречающиеся в осадочном чехле земной коры в виде свободных скоплений, а также в растворённом (в нефти и пластовых водах), рассеянном (сорбированные породами) и твёрдом (в газогидратных залежах) состояниях.

Состав и свойства газа природного горючего. Углеводороды метанового ряда представлены метаном (содержание которого часто превышает 85—90%), этаном, пропаном, бутанами и реже пентаном (содержание которыхрых колеблется от 0,1% в газах газовых месторождений до 20% и более в газах нефтяных попутных и увеличивается с глубиной залегания). Углеводороды тяжелее пентана присутствуют в основном в газах нефтяных и газоконденсатных месторождений. Неуглеводородные компоненты представлены главным образом азотом, углекислым газом, водяными парами, кроме того, некоторые газы обогащены соединениями серы (сероводород, меркаптаны, сероокись углерода и др.) гелием, аргоном, встречаются водород, ртуть, пары летучих жирных кислот. Содержание углекислого газа меняется от долей процента до 10—15%, иногда более, напремер в Астраханском месторождении концентрация СО₂ 22%. Концентрация азота в газе природном горючем обычно не превышает 10% (часто 2—3%), в газах отдельных нефтегазоносных бассейнов его содержание может достигать 30—50% (например, в Волго-Уральском) и более; известны месторождения с преимуществ, содержанием азота (Чу-Сарысуйская газоносная область: Амангельдинское месторождение — 80% N₂ и 16% СН₄; Учаральское месторождение — 99% N₂). Количество сероводорода обычно не превышает 2—3%; как исключение известны газовые залежи с содержанием сероводорода 15—20% и более (Астраханское месторождение — 22,5%). Концентрации гелия в большинстве случаев составляют сотые и тысячные доли процента; в США и Канаде имеются месторождения с содержанием гелия 5--8% (Ратлснейк —7,6%, Модл-Дом — 7,2%).

НЕФТЬ — горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами обычно на глубине более 1,2—2 км. Вблизи земной поверхности нефть преобразуется в густую мальту, полутвёрдый асфальт и др. Нефть в залежах в различной степени насыщена газом, в основном лёгкими углеводородами.

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 Н.: 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%. Ок. 1/3 всей добываемой в мире нефти содержит свыше 1 % S. Химический состав нефтей различных месторождений колеблется в широких пределах, и говорить о её среднем составе можно только условно. Бензиновые и керосиновые фракции большинства нефтей России характеризуются значит, 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 св. 90% находящегося в нефти кислорода. Сернистые соединения нефтей — сероводород, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофаны, а также полицикличные сернистые соединения разнообразной структуры. Азотистые соединения — в основном гомологи пиридина, гидропиридина и гидрохинолина. Компонентами нефтей являются также газы, растворённые в ней (от 30 до 300 м³ на 1 т Н.), 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%; Си — 0,0001%; Со — 0,00004%; Мо — 0,00044%; Сг — 0,00018%.

Цвет нефтей 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 России — 66%); на долю средних нефтей (871—910 кг/м³) в России — около 28%, за рубежом — 31%; на долю тяжёлых (св. 910 кг/м³) — соответственно ок. 6% и 10%.