[ История Таиланда ]




предыдущая главасодержаниеследующая глава

Топливно-энергетическое сырье

Нефть

Наиболее значительные нефтяные поля Индонезии приурочены к третичной геосинклинали и окраине Зондской платформы. Нефтеносные бассейны расположены вдоль восточной стороны о-ва Суматры, северной стороны Явы, восточной и северо-западной - Борнео (рис. 2).

Промышленные месторождения обнаружены также на о-ве Целебес, в индонезийской части Новой Гвинеи и на о-ве Церам.

Нефтеносными являются неогеновые отложения, залегающие на глубине от 100 до 1600 м. Дотретичные осадочные свиты на некоторых островах (Церам, Бутон, Тимор) содержат нефть, но, ввиду отсутствия благоприятных структур, промышленных месторождений в них не обнаружено. Наиболее глубокие буровые скважины на нефть находятся в Северной Суматре, где бурение в Ло Сокон достигло 3450 м.

Запасы нефти в Индонезии на 1/I 1956 г. оценивались в 319,7 млн. т1, т. е. составляют около 1,25% суммарных запасов капиталистических стран. В иностранной печати публикуются только суммарные сведения о запасах нефти по всей стране. Сведения о запасах по нефтепромыслам или добывающим компаниям в печати отсутствуют.

1 (Oil and Gas J., 26/XII 1955)

В опубликованной в 1949 г. монографии по геологии и полезным ископаемым Индонезии Ван Беммелен (работавший в Геологической службе Индонезии) не приводит данных о запасах нефти. Приведенная выше цифра запасов заимствована из данных Американского нефтяного института и относится к категории достоверных, т. е. присутствие нефти в промышленных количествах было установлено геологической съемкой, бурением или другими методами.

Основные запасы нефти в Индонезии сосредоточены в районах: Южной, Центральной и Северной Суматры (Палембанг-Джамби и Атье), Восточного Борнео (Самаринда, Таракан) и Восточной Явы (Сурабая-Чепу).

Суматра. Нефтеносность на Суматре связана с осадками неогена, смятыми в полого изогнутые антиклинали. В геологическом строении нефтеносных районов Суматры принимают участие осадочные свиты палеогена и неогена.

Неоген начинается характерным сланцево-мергельным горизонтом (гренсклей), мощность которого достигает 1900 м. Выше лежат перемежающиеся песчаники и сланцы, среди которых выделяются несколько серий (или формаций).

В Северной Суматре нефтеносные структуры располагаются вдоль побережья и частично на дне моря к северо-западу от порта Панкаланбрандан. Главный нефтеносный горизонт подчинен свите песчаников и сланцев верхнего миоцена мощностью 1900 м. Выше лежат свиты более глинистого состава, также содержащие нефть. Неогеновые отложения образуют систему антиклинальных складок, пологих вблизи побережья и более крутых по направлению вглубь страны. В этих внутренних структурах нефтеносные горизонты размыты и наиболее перспективной является прибрежная полоса шириной в 30 - 50 км. Нефть была обнаружена в 12 структурах. На самом крупном нефтяном поле Рантау нефть добывалась с глубины 290 - 800 м. Мощность отдельных пластов нефтеносных песков от 3 до 30 м. Добыча нефти была начата в 1892 г. Сведения о восстановлении добычи после второй мировой войны отсутствуют.

В Центральной Суматре третичные отложения имеют более мелководный характер; их мощность около 3000 м. По своему составу и характеру структур этот район сходен с нефтеносным районом Южной Суматры. Нефть добывается из нижних горизонтов миоцена.

В Южной Суматре третичный бассейн был ограничен с северо-востока шельфом древнего континента и с юго-запада - складчатой областью хребта Барисан. Основные нефтяные поля расположены в двух районах - Джамби и Палембанг (рис. 3).

Рис. 3. Схематическая геологическая карта нефтеносного района Южной Суматры (по Вестервельду) А - четвертичные вулканические породы; Б - неогеновые отложения; В - позднемиоценовые граниты и диориты; Г - догретичные и 'древние' андезиты; Д - вероятные границы продуктивной нефтеносной площади; Е - оси антиклиналей в неогеновых нефтеносных свитах 1 - Бетунг; 2 - Баджубанг; 3 - Темпина; 4 - Кенглет (Кенали) Асем; 5 - Сумпал (Сумпег); 6 - Бонанат, Дбирак; 7 - Лимау; 8 - Таланджимар, Танджанг Лунтар, Сунгей Тахам
Рис. 3. Схематическая геологическая карта нефтеносного района Южной Суматры (по Вестервельду) А - четвертичные вулканические породы; Б - неогеновые отложения; В - позднемиоценовые граниты и диориты; Г - догретичные и 'древние' андезиты; Д - вероятные границы продуктивной нефтеносной площади; Е - оси антиклиналей в неогеновых нефтеносных свитах 1 - Бетунг; 2 - Баджубанг; 3 - Темпина; 4 - Кенглет (Кенали) Асем; 5 - Сумпал (Сумпег); 6 - Бонанат, Дбирак; 7 - Лимау; 8 - Таланджимар, Танджанг Лунтар, Сунгей Тахам

Отложения миоцена в этих районах начинаются континентально-лагунной сланцево-мергельной свитой; она сменяется морскими осадками - сланцами и песчаниками (свита Палембанг), которые являются главным нефтеносным горизонтом. Его мощность около 2000 м. В течение верхнего миоцена происходило обмеление моря, и к концу миоцена относится образование пластов угля, а также вулканических туфов.

Нефтяные поля связаны с антиклинальными структурами, которые в Палембанге группируются, образуя антиклинории, разделенные широкими синклинальными понижениями и вытянутые в юго-восточном направлении.

В районе Палембанг находится наибольшее количество разрабатываемых нефтяных полей. Эксплуатируются нефтеносные пески нижнего и верхнего миоцена на глубине 400 - 1400 м; некоторые буровые скважины встретили нефть на глубине до 1700 - 1800 м.

В районе Джамби расположено четыре нефтяных поля. Нефть добывается из слоев серий нижняя Палембанг и сланцево-мергельной. Наибольшая глубина, на которой встречена нефть, 1170 м. Эксплуатируется от 2 до 12 нефтеносных горизонтов.

На Индонезийской территории о-ва Борнео нефтяные поля расположены на юго-восточном побережье между Самариндой и Баликпапаном и на о-ве Таракан. В первом районе разрабатываются месторождения Санга-Санга, Ангана и Самбоджа. Они расположены на антиклинальной складке длиной около 90 км. Нефтеносны отложения верхнего миоцена. В Санга-Санга вскрыто три горизонта нефтеносных песков на глубинах от 150 до 750 м. В Ангана разрабатываются те же горизонты, залегающие на глубине до 980 м и в Самбодже - на глубине до 1000 м.

О-в Таракан представляет собой куполообразную антиклиналь, осложненную пятью вторичными поднятиями, из которых четыре нефтеносны. Нефтеносные горизонты подчинены формациям Саджау и Таракан плиоценового возраста. Они сложены песками и гравием Их суммарная мощность 1200 м. Плиоцен залегает несогласно на более древних осадках неогена и палеогена. Он смят в пологие складки и купола с падением крыльев 5 - 10° Основные нефтепромыслы Памузиан, Джуата и Сезанип. Эксплуатируются два нефтеносных горизонта на глубинах от 50 до 1130 м. К востоку от о-ва Таракан расположен о-в Бунжу, на котором также обнаружена нефть.

Ява. На Яве нефтеносная зона протягивается вдоль восточной части ее северного побережья, в пределах третичной геосинклинали. Продуктивные нефтяные поля располагаются между Рембангом и Сурабаей (рис. 4).

Рис. 4. Схематическая геологическая карта нефтеносных районов Явы: 1 - аллювий; 2 - четвертичные вулканические породы; 3 - лейцитовые вулканические породы; 4 - плейстоценовые отложения; 5 - плиоценовые отложения; 6 - миоценовые отложения; 7 - оси антиклиналей
Рис. 4. Схематическая геологическая карта нефтеносных районов Явы: 1 - аллювий; 2 - четвертичные вулканические породы; 3 - лейцитовые вулканические породы; 4 - плейстоценовые отложения; 5 - плиоценовые отложения; 6 - миоценовые отложения; 7 - оси антиклиналей

В нефтеносных районах развита мощная толща неогена и палеогена, их общая мощность достигает 7000 м.

В основании неогена залегает свита мергелей большой мощности. Выше лежат орбитоидные известняки: свита перемежающихся мергелей, известняков и песчаников, которая местами содержит нефть. Мощность ее от 900 до 1500 м. На ней залегает свита зеленоватых мергелей с глобигеринами верхнемиоценового возраста, с прослоями песчаников, содержащих глауконит. В этой свите заключено несколько пластов нефтеносных песков. Ее мощность 350 - 900 м, а местами достигает 2000 м. Указанная свита язляется главным нефтеносным горизонтом в районе Сурабаи. На ней залегает голубовато-серая глина с морской фауной, а выше - осадочно-вулканогенная толща нижнего плейстоцена. Промышленные нефтяные поля приурочены к антиклиналям широтного простирания. Наиболее важные нефтепромыслы Ледок, Нглобо, Данданило, Кавенанг, Лидах и Крука. Всего на Яве более 20 нефтепромыслов.

Церам. На о-ве Церам нефть обнаружена на северо-западном побережье в несогласно залегающих отложениях триаса и верхнего плиоцена. Главным нефтеносным горизонтом является плиоцен. Промышленные нефтяные поля расположены в устьях рек Була и Ниеф. Глубина залегания нефти от 78 до 306 м.

Новая Гвинея. В индонезийской части Новой Гвинеи добыча нефти была начата в 1949 г. Месторождения сосредоточены на полуострозе Вогелкоп.

Основной добывающий район Кламоно расположен к юго-востоку от порта Соронг. К востоку от района Кламоно, на р. Тембуна расположены месторождения Могои и Васиан. Нефтеносными являются миоценовые известняки, смятые в пологие антиклинали.

Нефтяное поле Кламоно приурочено к куполообразной структуре. Нефтеносный пористый известняк встречен на глубине 100 м. Васиан и Могои расположены на двух смежных антиклиналях с пологим падением крыльев. Нефть встречена на глубине 300 и 900 м.

По добыче нефти первое место среди островов Индонезии занимает Суматра, на которой до второй мировой войны разрабатывались месторождения северного, центрального и южного районов. Месторождения Южной и Центральной Суматры давали около 85% общей добычи этого острова. После войны первыми были восстановлены нефтепромыслы Южной, а затем Центральной Суматры (в районе Джамби-Палембанг) и в 1950 г. добыча достигла довоенного уровня, а в 1953 г. значительно превысила его.

После разрушений во время второй мировой войны нефтепромыслы в Северной Суматре не были восстановлены и добыча не производилась. В 1945 г. после провозглашения независимости Индонезии правительство национализировало ряд отраслей промышленности и в том числе нефтепромыслы в Атье; была создана компания Атье Ойл для эксплуатации нефтяных залежей Северной Суматры.

На острове Борнео после военных разрушений добыча нефти в 1947 г. составляла 35%, а в 1953 г. 37% довоенной. На Яве добыча в 1954 г. также еще не достигла довоенных размеров (около 40%).

Распределение добычи по главным районам Индонезии приводится в табл. 3 (в тыс. т).

Таблица 3
Таблица 3

Развитие добычи в Южной Суматре и в Новой Гвинее связано с открытием новых нефтяных полей.

Добыча нефти в Индонезии была начата в 1893 г. и в самом начале была захвачена организованной в то время голландской компанией, которая впоследствии стала известна как Ройал Датч Шелл. С 1912 г. началось проникновение в нефтяную промышленность Индонезии американского капитала в лице компаний Стандарт Ойл оф Нью-Джерси и Стандарт Ойл оф Калифорния.1

В настоящее время добыча нефти сосредоточена в руках следующих компаний: Батафше Петролеум, принадлежащей Ройал Датч Шелл; Недерландше Колониале Петролеум - предприятие американских компаний Стандарт Ойл оф Нью Джерси и Сокони Мобил Комп; Недерландше Пасифик Петролеум, принадлежащей американским компаниям Стандарт Ойл оф Калифорния и Техас Ко; Недерландше Индише Аардоли Ко, которой владеет нидерландское правительство вместе с компанией Ройал Датч Шелл; Недерландше Неув Гвинея Петролеум Ко, в которой участвуют, как уже было указано, американские компании Сокони Мобил, Стандарт Ойл оф Калифорния, Техас Комп и англо-голландская Ройал Датч Шелл.

В 1933 - 1934 гг. англо-голландский капитал контролировал около 95% всей добычи нефти в Индонезии. Перед второй мировой войной и в особенности после нее резко возросла доля американского капитала и, по данным за 1954 г., она составляла уже около 50 %.

Уголь

Угленосные бассейны третичного возраста расположены в южной части Суматры и на востоке Борнео. Небольшие месторождения углей известны на Яве и Целебесе. Угленосные свиты подчинены различным горизонтам третичной системы: к эоцену относятся угли наиболее крупного месторождения Омбилин на Суматре и угли некоторых месторождений Борнео - Южный Бантам, Пулу Лаут и др. Угли других месторождений Восточного Борнео подчинены отложениям миоцена (Махакам, Парапаттан). Угли верхнего неогена широко распространены на Суматре и Борнео. В провинции Джамби на Суматре известны небольшие залежи углей пермо-карбонового возраста.

Угленосные свиты смяты в складки, но по наиболее крупным месторождениям складчатость пологая и падение пластов не превышает 20°. Только по отдельным месторождениям (Парапаттан, Паинан) углы падения достигают 45°.

По качеству эоценовые угли приближаются к каменным, неогеновые относятся к бурым и лигнитам. На качество углей оказывают влияние условия залегания и тектоническая обстановка. Так, миоценовые угли Восточного Борнео более углефицированы, чем угли Суматры.

Характеристика углей по важнейшим месторождениям Индонезии приводится в табл. 4 (в %).

Таблица 4
Таблица 4

Запасы каменных и суббитуминозных углей по наиболее крупным и лучше изученным месторождениям приведены в табл. 5 (по Беммелену).

С учетом более мелких месторождений (Тьенако, Пайнан, Гу- нунг Бату Безар, Мартапура и Дузун) Беммелен оценивает "достоверные запасы углей хорошего качества" в 500 млн. т. Для лигнитов и бурых углей не имеется общих оценок запасов. Только по месторождению Бекит Асем (Суматра) они оцениваются в 2000 млн. т. Считается при этом, что запасы этих углей в Восточном Борнео значительно больше. В материалах Экономической Комиссии ООН для Азии и Дальнего Востока (ЭКАДВ) за 1953 г. приводятся те же цифры запасов каменных и суббитуминозных углей и лигнитов: 500 млн. т первых и 2000 млн. т вторых.

Таблица 5
Таблица 5

На о-ве Суматра известно большое количестве выходов углей различного возраста. Промышленные угли подчинены отложениям палеогена и неогена.

Палеогеновые угли (эоценовые) каменные и суббитуминозные обладают теплотворной способностью 6000 - 7500 кал и влажностью от 2 до 10%. Миоценовые угли более низкого качества - теплотворная способность их 5000 - 6800 кал и влажность 8 - 17%. Более молодые угли бурые или лигниты, с теплотворной способностью 4500 - 5700 кал и влажностью 20 - 35% и больше могут иметь промышленное значение только там, где качество их улучшено воздействием интрузий.

В Северной Суматре преобладают угли низкого качества и не разрабатываются. В Центральной Суматре, в 165 км от порта Паданг на западном берегу острова, находится самое крупное месторождение Индонезии - Омбилин. Оно расположено в горном районе, в долине р. Омбилин и занимает площадь 10×9 км. Угли эоценового возраста залегают в свите песчаников, глинистых сланцев и конгломератов мощностью около 30 м. Угольных пластов три; мощность верхнего - 2 м, второго 1 - 1,5 м и нижнего от 6 до 10 м. Они залегают с падением 12° к востоку. На месторождении выделяются пять участков, по которым запасы распределяются следующим образом (в млн. т):


Разрабатывается участок Сонгей Дориан. В районе Пошиам разрабатывались месторождения Букит Дориан, Букит Пулай и Сарик. Из шести угольных пластов один достигает мощности 2 м. Они залегают с падением в 45° и более. Вблизи интрузии уголь по качеству приближается к антрациту, местами же он превращен в кокс. Теплотворная способность 7500 кал. Запасы главного пласта оцениваются в 4 млн. т.

Кроме того, месторождения эоценовых углей разведывались в районах Сонгей Сапух, Сонгей Керух, Батанг Тиу и др. в области Рау. Теплотворная способность углей 6000 - 7000 кал. Запасы не установлены.

Залежи плиоценовых углей в Центральной Суматре приурочены к северо-восточному предгорью хребта Барисан. Они подчинены свите среднего Палембанга, в которой большую роль играет туфогенный материал. Угли эти не добываются.

В Южной Суматре при поисках нефти в районе Джамби были обнаружены залежи углей в песчано-глинистой свите пермо-карбона. Вследствие малой мощности углей и их низкого качества они не разрабатываются, так же как мелкие месторождения палеогеновых углей.

Месторождение Бекит Асем расположено к юго-западу от Палембанга (рис. 5). Угленосная свита относится к среднему Палембангу (плиоцен). Ее общая мощность 650 м, из которых 90 м приходится на лигниты. Лигниты образуют три пачки. В нижней из них главный пласт достигает мощности 8 - 10 м. Средняя группа заключает в себе три эксплуатируемых пласта мощностью в 5 - 8, 7 - 10 и 14 - 22 м. В верхней группе содержится 6 - 7 пластов и мощность верхнего из них составляет 30 м. Под воздействием молодых андезитовых интрузий лигниты местами превращены в суббитуминозные и каменные угли. Наиболее сильно метаморфизованы угли средней группы. Площадь месторождения около 16 км2. На этой площади запасы оценивались Беммеленом следующим образом (в млн. т):


Рис. 5. Схематическая геологическая карта месторождения Бекит Асем (по Беммелену) 1 - аллювий; 2 - серия Палембанг верхняя; 3 - серия Палембанг средняя; 4 - серия Палембанг нижняя; 5 - агломераты; 6 - андезитовые туфы; 7 - андезиты; 8 - пласты угля
Рис. 5. Схематическая геологическая карта месторождения Бекит Асем (по Беммелену) 1 - аллювий; 2 - серия Палембанг верхняя; 3 - серия Палембанг средняя; 4 - серия Палембанг нижняя; 5 - агломераты; 6 - андезитовые туфы; 7 - андезиты; 8 - пласты угля

Месторождение разрабатывается и соединено железной дорогой (160 км) с погрузочным пунктом на р. Муси в 4 км от Палембанга.

Месторождение Сокамаринда содержит лигниты и метаморфизованные угли более высокого качества с теплотворной способностью от 5500 до 7900 кал. Два промышленных угольных пласта имеют мощность 5 и 2 м. Они сильно дислоцированы и могут разрабатываться только подземным способом. Лигнит залегает четырьмя пластами; его теплотворная способность ниже 5500 кал. Запасы лигнитов оцениваются в 19 млн. т, угля повышенного качества - в 2 млн. т.

Кроме того, в районе Бекит Асем известно несколько месторождений лигнитов и частично более углефицированных углей. Запасы их приведены в табл. 6.

Таблица 6
Таблица 6

На Яве известно несколько небольших месторождений углей третичного возраста. Запасы их показаны в табл. 71.

1 (Coal and iron ore resources of Asia and the Far East U. N. ECAFE, Bangkok, 1952)

Таблица 7
Таблица 7

Значительная часть месторождений сосредоточена в западном конце острова, на его южном побережье.

На месторождении Боджонгманик, которое расположено в центральной части провинции Бантам, залежи углей подчинены осадочно-туфогенной свите верхнего миоцена. Месторождение приурочено к западному крылу антиклинали, осложненному сбросами. Два угольных пласта разделены пустыми породами мощностью около 100 м. Мощность главного пласта в среднем 1,5 м. Уголь бурый, легко выветривается и рассыпается, содержание золы 13,9%, летучих 37,5%, углерода 27,7%; теплотворная способность 4670 кал. Вероятные запасы оцениваются в 19 млн. ? и возможные 5,0 млн. т. до глубины 400 м.

Месторождения Тьимандери и Баджах находятся вблизи южного берега Явы в районе бухты Вейнкопс. Угли эоценового возраста залегают в свите кварцевых песчаников и глин, которая покрывается туфами и конгломератами плиоцена. Эоценовые отложения смяты в крупные складки и разбиты сбросами. Количество угольных пластов местами достигает 14; мощность отдельных пластов 1 - 2 м и меньше. Запасы обоих месторождений оцениваются в 13 млн. т, теплотворная способность 6200 - 6800 кал.

В том же районе расположено аналогичное месторождение у г. Сукабуми.

В районе г. Рембанг находится группа месторождений миоценовых углей (Нганданг - Лодан и др.). Два рабочих пласта мощностью 0,6 и 0,7 м залегают на расстоянии 9 м один от другого. Мощность их очень непостоянна, теплотворная способность от 4500 до 6800 кал. Запасы определены для углей повышенного качества на одном из участков месторождения.

На Борнео добыча угля была сосредоточена главным образом в восточной части острова. В западных районах существовали только кустарные разработки для местных нужд. Месторождения западных районов характеризуются малой мощностью угольных залежей и их загрязненностью глинистым материалом. Кроме того, они расположены в районах, удаленных от морского берега и портов.

В Восточном Борнео месторождения располагаются в прибрежной зоне и по крупным судоходным рекам между р. Барито и границей Британского Северного Борнео. Из большого количества месторождений только четыре-пять разрабатываются относительно крупными компаниями. Широко развита добыча угля мелкими предпринимателями, но по количеству добыча эта незначительна.

Наиболее крупное из разрабатываемых месторождений Парапаттан находится на левом берегу р. Келай, близ ее слияния с р. Сегах, которая доступна для морских судов. Район месторождения сложен серией сланцев и песчаников миоценового возраста.

Угленосная свита образует антиклиналь. На ее восточном крыле залегает 18 пластов угля, на западном около 70. Мощность их от 0,2 до 5 м. Промышленной мощностью обладают только немногие пласты. Разрабатываются угли из нижней части свиты, так как они несколько лучшего качества. Запасы месторождения оцениваются в 40 млн. т. Добыча перед второй мировой войной составляла около 300 тыс. т в год.

В районе Самаринды, на р. Махакам расположена группа месторождений, которые разрабатывались. Добываемый уголь вывозился в соседние страны (Филиппины, Малайю, Гонконг). Пласты миоценовых углей залегают на крыльях антиклиналей с падением 10 - 30°. Мощность пластов от 1 до 2,5 м, теплотворная способность 7000 кал, влажность 2 - 4%, содержание золы 1,5 - 2,5%, летучих 40%. В районе разрабатывалось несколько месторождений (Безымянная концессия, Лоа Бекит, Туаджан).

В районе Пазир на протяжении 35 км прослежена палеогеновая угленосная свита, залегающая с падением к востоку. Максимальная мощность угольных пластов достигает 8,1 м. Средняя 2,5 - 3 м. Запасы углей оцениваются в 230 млн. т.

На острове Лаут у юго-восточной оконечности Борнео до второй мировой войны разрабатывалось месторождение палеогеновых углей. Пласт угля прослежен на протяжении 15 км, запасы оцениваются в 21 млн. т.

На острове Себуку разрабатывалось месторождение палеогеновых углей. Мощность угленосной свиты несколько метров. Содержание золы в угле 9,8%, влаги 12%, углерода 62%.

В районе Мартапура и Пенгатана разрабатывались месторождения низкосортного лигнита. Количество пластов угля в свите 7, их мощность от 0,5 до 2,4 м.

В верховьях р. Барито разрабатывается месторождение Джалувин. Угленосная свита образует синклиналь восток-северо-восточного простирания. Ее мощность 3 - 4 м. Содержание золы в угле 2 - 3%, влаги 12,7%, углерода 50,1%, теплотворная способность 6500 кал. Добыча на месторождении около 21 тыс. т в год. В том же районе работает еще несколько мелких предприятий.

На острове Целебес угольные месторождения расположены в юго-западной части. Угли эоценового возраста с содержанием золы от 4 до 26%, влаги от 2 до 16%, углерода 45 - 65% и теплотворной способностью от 4400 до 7300 кал. В районе Панкаджана угленосные отложения занимают площадь 50 км2. Пласты угля мощностью 0,5 - 1,4 м залегают в свите песчаников и сланцев, которые прорваны андезитовыми дайками. На контакте с изверженными породами угольные пласты более углефицированы.

Вторая группа месторождений Мамуджу, на р. Карама, по геологическим условиям сходна с первой. Угольные пласты не выдержаны по мощности и качеству, размеры залежей небольшие. Добыча углей на Целебесе не производилась.

На Новой Гвинее эоценовые и неогеновые угли известны в Вогелкопе, на западной оконечности острова. Месторождение Хорна находится в бассейне рр. Васиан и Нутуриа. Уголь по качеству напоминает угли Омбилина. Теплотворная способность его 7500 - 7850 кал, влажность 2%. Мощность пластов 1,2 - 2,6 м.

Месторождение изучено только по выходам. Выходы углей известны также на прилегающих островах - Салавати и др. Месторождения не разрабатывались.

Добыча угля в Индонезии перед второй мировой войной составляла около 2000 тыс. т. Первое место по добыче занимает Суматра с двумя месторождениями - Омбилин и Бекит Асем.

Распределение добычи по месторождениям приводится ниже (в % к суммарной добыче страны):


В основном добываемый уголь использовался внутри страны, но перед второй мировой войной некоторое количество угля вывозилось в Сингапур, Таиланд, Филиппины и другие сопредельные страны. Вывоз составил в 1939 г. 553 тыс. т и в 1940 г. 730 тыс. т. Во время войны добыча угля снизилась до 800 тыс. т и экспорт прекратился. Только в 1948 г. начался подъем добычи, которая в 1952 г. достигла 858 тыс. т и в 1954 г. 900 тыс. т. Вместе с тем возобновился и экспорт угля. В 1952 г. было вывезено 108 тыс. т, а в 1953 г. 136 тыс. т угля.

предыдущая главасодержаниеследующая глава





© Злыгостев Алексей Сергеевич, 2013-2018
При копировании материалов просим ставить активную ссылку на страницу источник:
http://thailand-history.ru/ "Thailand-History.ru: История Таиланда"