НЕРНСТА ЯВЛЕНИЕ (эффект Нериста-Эттингаузена)

Наблюдается и обратное явление: возникают различные температуры на концах действующего электрического проводника при воздействии на него сил магнитного поля, направленных перпендикулярно этому проводнику.

Несогласное залегание:

а — угловое несогласие; б — тектоническое несогласие; в — скрытое несогласие; г — параллельное несогласие; д — местное несогласие; е — прислоненные пласты (несогласное прилегание).
НЕУСТАНОВИВШЕЕСЯ ДВИЖЕНИЕ — см. установившееся движение.
НЕФЕЛИН — минерал хим. состава (Na, К) AlSi0₄; щелочной безводный алюмосиликат. Тв. 5—6; уд. вес 2,55— 2,65. Кристаллизуется в гексагональной сингонии.
НЕФЕЛОМЕТРИЯ — метод количественного химического анализа, основанный на определении степени мутности, образующейся от выпадающих из раствора осадков.
НЕФТЕГАЗ — предлагаемый Н. Б. Вассоевичем термин для обозначения однофазной системы нефть — газ, которая образуется в условиях повышенного давления в недрах Земли и отвечает состоянию нефти в период ее первичной миграции. Согласно экспериментальным данным М. А. Капелюшникова, Т. П. Жузе и С. Л. Закса, критическое давление, при котором начинается переход системы нефть + газы в однофазное газообразное состояние, измеряется сотнями атмосфер. Это давление снижается при наличии в газах гомологов метана и в присутствии породы до 250—300 am.
НЕФТЕ-ГАЗОВАЯ ЗАЛЕЖЬ — значительное скопление нефти и газа в какой-либо пористой породе. Всякая нефтяная залежь содержит то или иное количество растворенного нефтяного углеводородного газа. При большом содержании газа, если превзойден предел его растворимости в нефти, часть газа будет находиться в пласте-коллекторе над нефтью в свободном состоянии, т. е. в виде газовой залежи.

Н.-г. з. образуются в результате миграции и аккумуляции нефти и газа в различных тектонических, стратиграфических и литологических ловушках — в присводовых частях антиклинальных складок, в верхних участках наклонных, выклинивающихся пористых пластов, в зонах несогласного залегания пород и пр.

Минимальное значение коэффициента увеличения сопротивления, при котором пласт является нефте-газоносным, находится в зависимости от характера пласта, в пределах от 1,5 до 10; низкие минимальные значения Q соответствуют глинистым мелкозернистым пластам, большие значения — крупнопористым пластам. Обычно пласты отдают нефть или газ при коэффициенте увеличения сопротивления свыше 4.

Н. п. благодаря присутствию органического вещества формировались в восстановительной обстановке, в условиях сидеритовой или сульфидной геохимической фации (в стадию диагенеза) и поэтому содержат соответствующие аутигенные минералы (пирит, сидерит, анкерит и др.).

Не исключена возможность, что Н. п. могут быть и первично-пористые доломиты и некоторые алевролиты, содержащие микронефть и обладающие в то же время коллекторскими свойствами
НЕФТЕМАТЕРИНСКАЯ, или нефте-производящая СВИТА (формация) — толща осадочных горных пород с большим содержанием органического вещества, являющегося исходным материалом для нефти, в дальнейшем мигрировавшей отсюда и скопившейся в покрывающих (а иногда и подстилающих) пористых или трещиноватых горных породах - коллекторах. Такие породы становятся нефтеносными, образуются залежи нефти. При боковой миграции скопление нефти происходит в том же стратиграфическом комплексе, при условии перехода плотных битуминозных пород в пористые, кавернозные и трещиноватые породы. В других случаях рассеянная нефть и особенно газы могут перемоститься из Н. с. не только в коллекторы смежных толщ, но даже и в пористо-проницаемые зоны в метаморфических и магматических породах, образовав там вторичные скопления нефти.

Примерами Н. с. могут служить: майкопская свита третичного возраста на Сев. Кавказе, доминиковая толща верхнего девона в Урало-Тиманской области и др.

1) Н. ф. как геолого-географические обстановки, благоприятные для накопления нефтематеринских осадков,

2) Н.ф. как разновидности пород, являющиеся нефтематеринскими.

При широком понимании нефтематеринских осадков к ним может быть отнесен достаточно большой комплекс различных глинистых, алевритовых и ряда карбонатных илов, содержащих примесь органического вещества, в том числе и нефтяные углеводороды в дисперсном состоянии. Такие осадки формируются в средиземных морях, напр, типа Черного моря, в больших заливах, типа Мексиканского, в относительно мелководных бассейнах, независимо от их солености, но при наличии достаточно развитого планктона в лагунах и т. д. Считают, что для Н. ф. характерен процесс сероводородного заражения. Для познания генезиса нефти производятся обширные исследования современных аналогов Н. ф.

При наличии в нефтяном пласте подошвенной воды дополнительно проявляется действие капиллярного подъема воды, при котором вода захватывает и более крупные поры. Высота капиллярного подъема воды тем больше, чем меньше диаметр поровых каналов. Поэтому у контакта вода—нефть вода вытесняет нефть из крупных и мелких пор, а выше только из мелких пор. Образующаяся выше контакта вода—нефть переходная нефте-водяная зона достигает иногда мощности в 2—3 м, причем содержание воды в ней постепенно уменьшается кверху.

При понижении давления ниже давления насыщения нефти газом, последний начинает выделяться из нефти в виде мельчайших пузырьков, рассеянных в нефти («окклюдированное» состояние газа), а при наличии хорошей проницаемости коллекторов и достаточного угла наклона пластов выделившийся свободный газ устремляется в повышенную часть залежи, образуя там «газовую шапку». Наличие свободного газа уменьшает нефтенасыщенность пласта.
НЕФТЕНОСНАЯ СВИТА — принадлежащий какому-либо одному стратиграфическому подразделению комплекс отложений, среди которых некоторые пласты или линзы содержат нефть. Если нефть предположительно образовалась в нефтематеринских породах гой же свиты, к которой принадлежат и содержащие залежь породы-коллекторы, то ее наз. первично нефтеносной, если же нефть скопилась в данной свите после вертикальной миграции, такую свиту наз. вторично нефтеносной.
НЕФТЕНОСНАЯ СВИТА (Д₃¹а) — отложения нижней части франского яруса в Ухтинском р-не Коми АССР. Н. с. представлена глинами с прослоями известняков и песчаниками; делится на 3 горизонта: верхний — кубоидный, средний — пестроцветный и нижний — нефтеносный; в последнем содержатся нефтяные пласты (1, АДВ). Мощность Н. с. 230—240 м.
НЕФТЕНОСНАЯ ФАЦИЯ — неудачный термин, введенный К. П. Калицким, исходившим из представления об образовании нефти на месте ее залегания, т. е. в тех коллекторах, в которых она теперь находится. С термином Н. ф. ассоциируются представления о типах пород, могущих быть нефтеносными, т. е. о коллекторах.
НЕФТЕНОСНОСТИ ПРИЗНАКИ — К числу Н. п., кроме непосредственного выделения жидкой нефти, относятся:

1) пропитанность пород нефтью;

2) отложения твердых битумов (асфальта, озокерита);

3) выделение горючего газа;

4) наличие грязевых вулканов;

5) нефтяной или битуминозный запах, издаваемый породой, иногда лишь поело сильного нагревания ее;

6) окрашивание бензиновой или бензоловой вытяжки определяемой породы.

Н. п. указывают на возможное наличие нефти в рассматриваемых породах данного района.

По своду складки прослеживается зона разрыва в виде двух параллельных продольных взбросов, по которым сев.-вост. крыло поднято по отношению к юго-зап. крылу складки на 500— 550 м. На крыльях складки прослеживаете» кроме того ряд сбросов меньшей амплитуды, расчленяющих их на ряд блоков.

Промышленная нефтеносность связана с средним отделом апшеронского яруса и продуктивной толщей. В среднем апшероне выделяются четыре нефтеносных горизонта: А, I, II и III; по производительности они относятся к малодебитным. Нефти хорошего качества, уд: веса 0,878—0,904.

Слои среднего апшерона содержат залежи нефти в юго-вост. части опущенного юго-зап. крыла.

В продуктивной толще был вскрыт ряд нефтяных пластов, содержащих и основном более тяжелую нефть, уд. леса 0,910—0,930. Залежи нефти в продуктивной толще располагаются в сев.-зап. части складки и в присбросовой зоне.

Нефтечалинское месторождение богато йодо-бромными водами; содержание йода доходит до 50—М мг на литр и брома — до 200—250 мг.

Нефтечалинское месторождение имеет среднее промышленное значение. Разработка начата в 1931 г.
НЕФТИ НЕАКТИВНЫЕ К ЗАВОДНЕНИЮ ПЛАСТОВ — см. классификацию нефтей и вод по их поверхностно-активным свойствам.
НЕФТЬ — маслянистая жидкость, обычно бурого до почти черного, реже буро-красного до светло-оранжевого цвета, обладающая специфическим запахом. Представляет собой смесь углеводородов метанового, нафтенового и ароматического рядов с примесью (обычно незначительной) сернистых, азотистых и кислородных соединений. Уд. вес редко ниже 0,70 и выше 1,00, колеблясь обычно в пределах 0,82—0,89. Низкий уд. вес нефтей (легкие нефти) может быть обусловлен как химическим их характером — преимущественным содержанием метановых углеводородов, так и фракционным составом — высоким содержанием бензина. Тяжелые нефти обязаны своим высоким уд. весом повышенному содержанию асфальтово-смолистых веществ, преобладанию £ строении углеводородов циклических структур и низкому содержанию легко кипящих фракций (начальная температура кипения иногда бывает выше 200°).

Содержание серы в нефтях обычно ниже 1%, но иногда достигает 5—5,5%. Количество парафина колеблется от следов до 10% и выше. Нефти с высоким содержанием парафина отличаются повышенными температурами застывания (выше 0° и до +20°), нефти с низким содержанием парафина застывают при температурах иногда ниже —20°. Содержание асфальтово-смолистых компонентов и вязкость тяжелых нефтей, как правило, выше, чем у нефтей легких.

1) Н. а. о.,

2) нефти парафинового основания,

3) нефти смешанного основания.

К Н. а. о. относили более тяжелые, смолистые нефти преимущественно нафтеново-ароматического характера, с малым содержанием парафина.
НЕФТЬ ПАРАФИНОВОГО ОСНОВАНИЯ — термин, относящийся к устарелой классификации, разделявшей все нефти на:

1) нефти асфальтового основания;

2) Н. п. о.;

3) нефти смешанного основания.

К н. п. о относили более легкие, малосмолистые нефти, преимущественно метанового или метаново-нафтенового характера, с высоким содержанием парафина.
НЕФТЬ СМЕШАННОГО ОСНОВАНИЯ — термин, относящийся к устарелой классификации, разделявшей все нефти на:

1) нефти асфальтового основания,

2) нефти парафинового основания,

3) Н. с. о.

К Н. с. о. относили нефти промежуточного между двумя другими классами характера или подходящие по одним признакам к одному классу, а по другим к другому.
НЕФТЯНАЯ ГИДРАВЛИКА — см. гидравлика.
НЕФТЯНАЯ, или кировая, СОПКА — кировое небольшое возвышение конической или караваеобразной формы. Имеется кратерное углубление, заполненное водой и нефтью. Вместе с ними из Н.с. выделяются газы и жидкая грязь. Нефтяные и ,'рязевые сопки генетически и морфологически тесно связаны между собой.
НЕФТЯНАЯ ПОРОДА — то же, что нефтеносная порода.
НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — см. месторождение нефти.
НЕФТЯНОЙ ИСТОЧНИК — вытекание нефти на земную поверхность (см. выход нефти).
НЕФТЯНОЙ КОКС — см. кокс нефтяной.
НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ — пласт горной породы, в той или иной степени пропитанный нефтью.
НЕФТЯНОЙ ФОНТАН — бурное выделение нефти из буровой скважины, начавшееся вследствие того, что общее (суммарное) давление свободного и растворенного газа значительно превысило давление столба бурового раствора, заполняющего скважину. Некоторые Н.ф. вызываются давлением подступающих краевых вод.

Различают открытые и закрытые фонтаны. При закрытом Н. ф. благодаря наличию фонтанной арматуры и герметизации устья скважины нефть подается в специальные трубы и приток нефти регулируется, исходя из заданных режимов эксплуатации фонтанирующей скважины и плана разработки нефтяной залежи. При открытом фонтане нефть выбрасывается вверх в виде столба бьющей жидкости, а при небольшом превышении пластового давления — переливается через устье скважины.

Открытые фонтаны — явление совершенно недопустимое при нормальном и технически грамотном процессе бурения и освоения скважины, так как подобные фонтаны очень опасны в пожарном отношении и отрицательно сказываются на разработке залежи.
НЕФТЯНСКИЙ ГОРИЗОНТ (горизонт нефтянских колодцев) — второй сверху горизонт майкопской свиты Нефтегорского (Нефтяно-Ширванского) р-на; выше залегает горизонт листоватых глин. Сложен темно-серыми некарбонатными глинами с прослоями песков и линзами микроконгломератов. Представляет собой песчано-глинистую фацию зоны морского течения майкопского бассейна. Песчано-глинистые отложения Н. г. наблюдаются в окрестностях г. Нефтегорска и вниз по падению до с, Абузы, а к 3. и к В. от Нефтегорска — по простиранию моноклинали сев.-зап. Кавказа — замещаются глинами. На выходах песков имеются многочисленные нефтепроявления; вниз по падению слоев в зоне их распространения содержится ряд промышленных нефтяных залежей (зональных литологических), приуроченных к клиновидным выступам песков по воздыманию моноклинали: Нефтянская площадка, Хадыженская площадка, Хадыжи-Кабардинка, Асфальтовая гора, Широкая балка, Кура-цеце, Кутаисская площадь, Абузы.
НЕФТЯНСКИХ КОЛОДЦЕВ ГОРИЗОНТ — верхняя часть среднего отдела майкопской свиты Нефтяно-Ширванского (ныне Апшеронского) нефтепромыслового р-на Краснодарского края. Литологически выражен чередованием темно-серых неизвестковистых глин с рыбными остатками и тонких прослоев нефтяных песков; мощность 150 м. К верхней части среднего отдела майкопской свиты приурочен первый промышленно-нефтеносный горизонт. Н. к. г. выделен И. М. Губкиным в 1911 г.
НЕФТЯНЫЕ ВОДЫ — воды, сопровождающие нефть в продуктивных горизонтах и добываемые вместе с нефтью. По условиям залегания в нефтеносном пласте и по соотношениям с нефтяной залежью различают воды: подошвенные, контурные (или краевые), крыльевые и др.. Воды нефтеносных горизонтов характеризуются повышенной минерализацией и преимущественно относятся к водам хлор-кальциевого и гидрокарбонатнонатриевого типа. Они обычно крайне бедны сульфатами и часто содержат повышенные количества микроэлементов: Йода, брома, бора, радия, бария, стронция, аммония и др. Нефтяные воды могут являться сырьем для промышленного получения некоторых из перечисленных микроэлементов.
НЕФТЯНЫЕ ГОРИЗОНТЫ ФЕРГАНЫ — нефтеносные отложения третичной системы в Узбекской ССР, Киргизской ССР и Таджикской ССР.

I Н. г. приурочен к подошве бактрийского яруса. Промышленная нефть в этом горизонте встречена в Андижане.

II Н. г. приурочен к верхам сумсарского яруса (горизонт «г» Калицкого). Пром. нефть встречена на промыслах Сель-Рохо, Нефтеабад и Шорсу.

III Н. г. приурочен к средней части (горизонт «q» Калицкого) сумсарского яруса.

IV Н. г. приурочен к нижней части (горизонт «г» Калицкого) риштанского яруса. Пром. нефть встречена на промыслах Шорсу, Яркутане и Андижане.

V Н. г. приурочен к средней части туркестанского яруса. Пром. нефть встречена на промыслах Чимион, Палванташ, Андижан, Текебель, Чангырташ и Сель-Рохо.

VI Н. г. приурочен к низам туркестанского яруса. Пром. нефть встречена на промыслах Сель-Рохо и Шорсу.

VII Н. г. приурочен к алайскому ярусу. Пром. нефть встречена на промыслах Сель-Рохо, Шорсу и в Андижане.

Все перечисленные горизонты относятся к морскому палеогену Ферганы.

VIII Н. г. приурочен к верхам бухарского яруса (горизонт «к» Калицкого), обнаруженного в Шорсу и Андижане.

IX Н. г. приурочен ксулюктинским песчаникам, относимым к бухарскому ярусу Ферганы. Обнаружен на промысле Шорсу.
НЕФТЯНЫЕ КАМНИ — нефтяное месторождение, расположенное в Каспийском море, в 40 км к Ю.-В. от Апшеронского п-ова (Азербайджанская ССР). Нефтяные Камни еще недавно представляли группу выступающих из-под уровня воды небольших скалистых островков, подводных банок и рифов, раскинутых на площади 14 км², вытянутой в виде полосы длиной 6 км, шириной 2—3 км. Н настоящее время там на искусственных металлических островах, связанных между собой дорогами-эстакадами, сооружен большой нефтяной промысел.

Месторождение приурочено к крупной брахиантиклинальной складке, сложенной отложениями продуктивной толщи плиоцена и вытянутой в направлении СЗ—ЮВ; протяженность складки около 12 км, ширина 2—2,5 км. Поперечным сбросом структура расчленена па сев-.зап. и юго-вост. половины. По присводовой части сев.-воет крыла юго-вост. половины складки проходит нарушенная зона, по которой несколько приподнято юго-зап. крыло структуры. В этой половине складки углы падения возрастают от свода к периферии на сев.-вост. крыле от 12—15° до 40— 45° и на юго-западном — от 15—20° до 40—42°.

В сев.-зап. половине складки непосредственно за поперечным нарушением располагается наиболее повышенная сводовая ее часть, а далее на СЗ, отделяясь неглубокой седловиной от основного поднятия, находится другое, небольшое вздутие в виде укороченной брахиантиклинали, известное под названием Грязевой сопки.

Промышленная нефтеносность связана с отложениями продуктивной толщи. Нр юго-зап. крыле (блоке) в юго-вост. половине складки промышленно нефтеносными являются калинская свита (пласты KaC₁ и КаС₂), подкирмакинская свита (пласты ПК₁ и ПК₂ и низы кирмакинской свиты (КС). Все эти пласты характеризуются высокой производительностью скважин. Наибольшее значение имеют пласты ПК₁ и ПК₂ подкирмакинской свиты, содержащие высококачественную нефть. Эти пласты отличаются высокой проницаемостью до 1,5—2 дарси и продуктивностью скважин, равной в среднем около 50 т нефти в сутки при депрессии на забоях скважин в 1—3 атм. Из пластов подкирмакинской свиты в настоящее время ежесуточно добывается около 8000 т нефти.

На сев.-вост. крыле основного поднятия установлена промышленная нефтеносность, начиная от калинской свиты нижнего отдели и кончая балаханской свитой верхнего отдела продуктивной толщи. Промышленно нефтеносными там являются пласты калинской, подкирмакинской свит, надкирмакинской песчаной свиты (НКП) и балаханской свиты (VIII, VII, VI и V пласты).

На сев.-зап. части основной складки промышленно нефтеносными являются лишь пласты калинской свиты (КаС).

На поднятии Грязевая сопка нефтеносны пласты калинской свиты (КаС), а в крайних на СЗ скважинах также пласты нодкирмакинской свиты (ПК).

В настоящей время месторождение Н. К., начатое разработкой в 1951 г., является ведущим в системе нефтедобывающих площадей Азербайджанской нефтяной промышленности.