В основу большинства разработанных к настоящему времени классификаций залежей нефти и газа положены генезис и строение за­ключающих залежи ловушек и природных резервуаров. Однако эти признаки характеризуют в первую очередь не собственно залежи неф­ти и газа, а природные резервуары или содержащие их элементы зем­ной коры.

Залежью называют естественное локальное скопление нефти или газа, занимающее часть (ловушку) природного резервуара. Если раз­работка залежи рентабельна, она называется промышленной залежью.

В большинстве случаев формирование залежей нефти и газа происходит по антиклинально-гравитационной модели, описанной в 1859 г. М. Дрейком в США. Согласно этой модели нефть и газ, как менее плотные, вытесняются из газонефтеводяного флюида в верхние части резервуаров и локализуются в ловушках, которые обычно нахо­дятся в выступах верхних частей резервуаров. В залежи, сформировавшейся по этой модели, все части гидродинами­чески связаны, что создает возможность для гравитационной диффе­ренциации флюидов. Находясь в резервуаре, залежь нефти или газа сосредоточена в породе-коллекторе и сверху перекрыта породой-флюидоупором. Снизу, под залежью располагается тот же коллектор, но насыщенный водой.

В качестве попытки разностороннего рассмотрения залежей следует рассматривать классификацию залежей УВ по следующим признакам: запасы, строение коллектора в ловушке, тип коллектора, тип экрана вловушке, величина рабочих дебитов. Как показывает практика, наиболее важной, с точки зрения экономики и методики ве­дения поисково-разведочных работ, является классификация залежей по их фазовому состоянию . Ниже (табл.1) приведен пример подобной классификации.

Таблица 1.

Классификация и номенклатура залежей УВ по фазовому состоянию

и количественному соотношению газа, нефти и конденсата

Предлагаемое наимено­ вание залежей (обозна­ чение)	Основные особенности залежей
Однофазовые залежи
Газовые (Г)	Состоят в основном из СН 4 с содержа­нием пентана и более тяжелых УВ не более 0,2 % объема залежи
Газоконденсатногазовые (ГКГ)	Газовые залежи с содержанием С5 + высш. в пределах 0,2-0,6 % объема за­лежи, что примерно соответствует со­держанию конденсата до 30 см 3 /м 3
Газоконденсатные (ГК)	Газовые залежи с содержанием С, + высш. в пределах 0,6-4 % объема зале­жи, что примерно соответствует со­держанию конденсата 30-250 см 3 /м 3
Конденсатные (К)	Газовые залежи с содержанием Cs + высш. более 4 % объема залежи, что примерно соответствует содержанию конденсата более 250 cm 3 /m 3
Залежи переходного состояния (ЗПС)	Залежи УВ, которые по своим физиче­ским свойствам (вязкости, плотности) в пластовых условиях близки к крити­ческому состоянию, занимая промежу­точное положение между жидкостью и газом
Нефтяные (Н)	Залежи нефти с различным содержани­ем растворенного газа (обычно менее 200-250 м 3 /т)
Двухфазовые залежи
Нефтегазовые (НГ)		Газовые залежи с нефтяной оторочкой; запасы газа больше геологических за­пасов нефти
Газонефтяные (ГН)		Залежи нефти с газовой шапкой; геоло­гические запасы нефти превышают за­пасы газа
Нефтегазоконденсатные (НГК)		Газоконденсатные или конденсатные залежи с нефтяной оторочкой; запасы газа и конденсата превышают запасы нефти
Газоконденсатнонефтяные (ГКН)		Нефтяные залежи с газоконденсатными шапками; геологические запасы нефти превышают запасы газа и кон­денсата

Рис. 1. Схема пластово-сводовой газо-нефтяной залежи.

1– подошва нефтяной залежи; 2 – внешний контур нефтеносности; 3 – внутренний контур нефтеносности; 4 – поверхность газонефтяного раздела; 5 – внешний контур газоносности; 6 – внутренний контур газоносности; 7 – длина залежи; 8 – ширина залежи; 9 – высота нефтяной залежи; 10 – высота газовой шапки; 11 – общая высота газонефтяной залежи; 12 – газовая часть залежи; 13 – газонефтяная часть залежи; 14 – нефтяная часть залежи; 15 – водонефтяная часть залежи

Рис. 2. Схема массивной нефтегазовой залежи.

1 – подошва нефтяной залежи; 2 – внешний контур нефтеносности; 3 – поверхность газонефтяного раздела; 4 – внешний контур газоносности; 6 – длина залежи; 5 – ширина залежи; 7 – высота нефтяной залежи; 8 – высота газовой шапки; 9 – общая высота газонефтяной залежи; 10 – газонефтяная часть залежи; 11 – водонефтяная часть залежи

Целесообразно принять генетическую классификацию А.А. Бакирова (1960), который развивая представления И.М. Губкина, выделил четыре основных класса локальных скоплений нефти и газа: структурный, литологический, рифогенный и стратиграфический (рис. 3).

При изучении этого раздела необходимо получить знания, достаточ­ные для установления генетического типа залежи, определения по гео­логической документации и схематическому изображению таких элементов залeжи, как высота, длина, ширина, и площадь залежи, амплитуда ловушки, водонефтяной контакт (ВНК), газонефтяной (ГНК), газоводяной (ГВК), внешние и внутренние контуры нефтеносности (газоносности) и т.п.

Класс	Группа	Подгруппа
Структурные	Залежи антиклинальных структур	Сводовые (рис.4). Тектонически экранированные (рис.5). Приконтактные (рис.6). Висячие (рис.7).
	Залежи моноклиналей	Экранированные разрывными нарушениями (рис.8а). Связанные с флексурными образованиями (рис. 8б). Связанные со структурными носами (рис. 8в).
	Залежи синклинальных структур
Рифогенные	Связанные с рифовыми массивами	Залежи в одиночном рифе (рис.9а). Залежи в группе рифовых массивов (рис.9б).
Литологические	Литологически экранированные	Приуроченные к участкам выклинивания коллекторов (рис. 10а). Приуроченные к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми (рис. 10б). Экранированные асфальтом или битумом (рис.10в).
	Литологически ограниченные	Приуроченные к песчаным образованиям русел палеорек (шнурковые или рукавообразные) (рис.11а). Приуроченные к прибрежно-песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров (рис.11б). Линзовидные (Гнездовидные) (рис.11в).
Стратиграфические	Залежи в коллекторах срезанных эрозией и перекрытых непроницаемыми породами	Связанные со стратигра-фическими несогласиями на локальных структурах (рис.12а). Связанные с моноклиналями (рис.12б). Связанные со стратигра-фическими несогласиями, приуроченными к эродированной поверхности погребенных останцев палеорельефа (рис.12в). Связанные с выступами кристаллических пород (рис.12г).

Рис.3 Генетическая классификация залежей нефти и газа по А.А.Бакирову.

Рис. 4. Сводовые залежи: а - ненарушенные; б - нарушенные; в - структур, осложненных криптодиапиром или вулканогенными образованиями; г - солянокупольных структур. Условные обозначения: 1 - нефть в профиле; 2 - нефть в плане; 3 - стратоизогипсы по кровле продуктивного пласта; 4 - нарушения; 5 - известняки; 6 -вулканогенные образования, 7 - соляной шток; 8 - пески; 9 - глины; 10 - грязевой вулкан и диапиры; 11 - мергели

Рис. 5. Тектонически экранированные залежи.

а – присбросовая, б – привзбросовая, в – структуры, осложненной диапиризмом или грязевым вулканизмом; г – солянокупольной структурой, д – поднадвиговая.

Рис. 6. Приконтакные залежи на структурах:

а – с соляным штоком, б – с диапировым ядром или с образование грязевого вулканизма, в – с вулканогенными образованиями.

Рис. 7. Висячие залежи антиклинальных структур:

а – ненарушенного строения, б – осложненных разрывом нарушений, в – осложненных криптодиапиром или вулканогенными образованиями.

Рис. 8. Залежи моноклиналей:

а – экранированные разрывными нарушениями, б – приуроченные к флексурным осложнениям, в – связанные со структурными носами.

Рис. 9. Залежи рифогенных образований в одиночном рифовом массиве (а), в группе рифовых массивов (б).

Рис.10.Литологически экранированные залежи приуроченные к участкам выклинивания пласта-коллектора (а) и замещения проницаемых пород непроницаемыми (б), и залежь, запечатанная асфальтом (в).

Рис. 11. Литологически ограниченные залежи приуроченные:

а – к песчаным образованиям русел палеорек, б – к прибрежным песчаным образованиям ископаемых баров, в – к линзам песчаных пород в слабопроницаемых глинистых отложениях.

Рис. 12. Стратиграфические залежи:

а – в пределах локальной структуры, б – на моноклиналях, в – на поверхности погребенных останцев палеорельефа, г – на поверхности выступов кристаллических пород.

Приложение 1.

Федеральное агентство по образованию

Пермский Национальный Исследовательский Политехнический Университет

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

(для студентов заочного отделения)

Генетическая классификация залежей нефти и газа по форме ловушек

Разработке классификации различных типов залежей нефти и газа посвящены многочисленные работы. Наиболее известны классификации И.О. Брода, Н.А. Еременко, Н.Ю. Успенской, А.А. Бакирова.

В общем случае все залежи можно разделить на пластовые и массивные. В пластовых залежах отмечается приуроченность залежи к отдельным пластам.

Образование массивной залежи связано с терригенным или карбонатным массивным резервуаром, когда при большом этаже нефтегазоносности залежь сверху контролируется формой верхней поверхности ловушки, а снизу горизонтальный контакт сечет все тело массива. Массивные залежи формируются в рифах, антиклинальных структурах, эрозионных выступах, представляющих собой останцы древнего рельефа. С массивными залежами связаны наиболее значительные скопления нефти и газа, открытые в нашей стране.

Согласно классификации А. А. Бакирова, учитывающей главнейшие особенности формирования ловушек, с которыми связаны залежи, выделяются четыре основных класса локальных скоплений нефти и газа:

· структурные

· рифогенные

· стратиграфические

· литологические.

К классу структурных залежей относятся залежи, приуроченные к различным видам локальных тектонических структур. Наиболее часто встречающиеся залежи этого класса – сводовые, тектонически экранированные и приконтактные.

Сводовые залежи (пластовые сводовые, по Г.А. Габриэлянцу) формируются в сводовых частях локальных структур (рис. 7.7)

Рис. 7.7. Сводовые залежи в разрезе и в плане (по А.А. Бакирову):

а - ненарушенные; б - нарушенные; в структурах, осложненных:

в - криптодиапиром или вулканогенными образованиями, г - соляными куполами.

1,2 - нефть соответственно на профиле и в плане; 3 - стратоизогипсы по кровле

продуктивного пласта, м; 4 - нарушения; 5 - известняки; 6 - вулканогенные образования; 7 - соляной шток; 8 - песчаные породы; 9 - глины; 10 - контур нефтеносности

Тектонически экранированные залежи (пластовые тектонически экранированные, по Г.А. Габриэлянцу) формируются вдоль разрывных смещений, осложняющих строение локальных структур (рис. 7.8).

Подобные залежи могут находиться в различных частях структуры: на своде, крыльях или периклиналях

Приконтактные залежи образуются в продуктивных пластах, контактирующих с соляным штоком, глиняным диапиром или же с вулканогенными образованиями (рис. 7.9).

В отличие выше представленных пластовых залежей, рифовые залежи относятся к массивным. Залежи этого класса образуются в теле рифовых массивов (рис. 7.10).

Типичным примером могут служить залежи в рифогенных массивах Ишимбаевского района Башкирского Приуралья.

В составе класса литологических залежей выделяются две группы залежей: литологически экранированных и литологически ограниченных.

Залежи литологически экранированные располагаются в участках выклинивания пласта-коллектора (рис. 7.11).

Онисвязаны с выклиниванием пласта-коллектора по восстанию слоев; с замещением проницаемых пород непроницаемыми; с запечатыванием пласта-коллектора асфальтом.

Залежи литологически ограниченные приурочены к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообразные), к прибрежным песчаным валоподобным образованиям или к гнездообразно залегающим породам-коллекторам, окруженным со всех сторон плохопроницаемыми породами (рис. 7.12).

Литологически ограниченные залежи, по И. О. Броду, связаны с резервуарами, представленными песчаными накоплениями различной формы в слабопроницаемых толщах – в песчаных образованиях ископаемых русел палеорек - шнурковые или рукавообразные; в прибрежных песчаных валоподобных образованиях ископаемых баров (баровые); в гнездообразно залегающих песчаных коллекторах, окруженных со всех сторон плохопроницаемыми глинистыми образованиями, в дельтах; в кавернозных зонах – карстовые и на участках проницаемых пород среди плотных.

Выделяют залежи простого и сложного строения. К залежам простого строения принадлежат залежи, приуроченные к литологически выдержанным пластам и заключенные в едином локальном поднятии.

К категории сложных относятся многопластовые и многокупольные залежи. Многопластовая залежь нефти и газа (рис. 7.13) охватывает несколько пластов, между которыми существует гидродинамическая связь.

В этом случае, несмотря на сложность строения ловушки, водонефтяной раздел, пластовое давление и свойства нефти во всех пластах будут примерно одинаковыми.

В случаях, когда нефть или газ заполняют несколько расположенных рядом антиклинальных ловушек, образуется многокупольная залежь (рис. 7.14).

При этом синклинальные прогибы между складками также бывают заполнены нефтью или газом, а пластовая вода смещается на периферию.

Запасы нефти и газа в отдельных залежах могут быть весьма различными: от незначительных до нескольких миллиардов тонн нефти или нескольких триллионов кубических метров газа. Основными показателями промышленной ценности залежи являются запасы, заключенные в ней, и экономически обоснованные минимально рентабельные дебиты нефти и газа, обеспечивающие экономическую рентабельность промышленного освоения залежи. По этим показателям залежи делятся на:

q балансовые, разработка которых в настоящее время целесообразна,

q забалансовые, разработка которых в настоящее время нерентабельна, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем.

По значениям рабочих дебитов залежи делятся на 4 класса: высокодебитные, среднедебитные, малодебитные и низкодебитные (табл. 7.1).

По классификации А. А. Бакирова выделяют залежи структурного, рифогенного, литологического, стратиграфического и литолого-стратиграфического классов. Залежи структурного класса. За­лежи этого класса приурочены к различ­ным видам локальных антиклиналей и куполов, а также к моноклиналям. Здесь можно выделить следующие группы, подгруппы и виды залежей, Залежи, приуроченные к антиклиналям и куполам. Сво­довые залежи формируют­ся в сводовых частях локальных структур. Висячие залежи располагаются обычно на крыльях, а иногда и периклиналях локальных структур. Тектонически экранированные залежи формируются вдоль сбросов или взбросов, осложняющихся стро­ением антиклиналей. Блоковые залежи образуются в силь­нонарушенных структурах, где ампли­туда разрыва превышает мощность продуктивных пластов. Приконтактные залежи образуются на контакте продуктивных горизонтов с со­ляным штоком, диапировым ядром или же с вулканогенными образо­ваниями. З алежи, приуроченные к моноклиналям. Они связаныс флексурными образованиями, структурными носами или же разрыв­ными нарушениями, осложняющими строение моноклиналей (залежи нару­шенных и ненарушенных моноклина­лей). З алежи, приуроченные к синклиналям. Они формируются в пределах синклиналей под действием сил гравитации обычно в коллекторах, не содержащих пластовых вод. Такие залежи встречаются редко. Залежи рифогенного класса. Рифо­вые залежи нефти и газа образуются в теле рифовых массивов. Каждый такой массив или их группа обычно содержит единую нефтяную или газонефтяную залежь с общим водонефтяным контактом. Нефть, как пра­вило, подпирается снизу водой. Залежи литологического класса. Из этого класса выделяются следую­щие группы. З алежи литологически экранированные. Они приурочены к участкам выклинивания пласта-коллектора или же замещения проницаемых пород непроницаемыми по восстанию слоев. К этой группе относятся также залежи, образовавшиеся экранированием отложений, заполнен­ных битумом (асфальтом). З алежи литологически ограниченные. Они приурочены к песчаным образованиям ископаемых русл палеорек (шнурковые или рукавообразные залежи); баровые - к прибрежным песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров; линзовидные - к гнездообразно залегающим песчаным коллекторам, окруженным со всех сторон слабопро­ницаемыми глинистыми образования­ми. 3алежи стратиграфического класса . Они могут быть приурочены к участкам стратиграфических несогла­сий на антиклиналях и куполах, на моноклиналях (залежи под несогла­сиями на тектонических структурах), а также на эродированной поверхности погребенных останцев палеорельефа (останцевые), а местами и погребенных выступов кристаллических пород (выс­туповые).

Критерии прогнозирования нефтегазоносности недр.

Формирование и размещение регио­нально нефтегазоносных территорий, зон нефтегазонакопления и скоплений нефти и газа в литосфере обусловли­ваются совокупностью ряда факторов. главнейшими из которых являются: 1) палеотектонические и палеогео­графические условия формирования и развития исследуемой территории; 2)современная тектоническая структура изучаемой территории; 3)литолого-фациальные и геохи­мические условия накопления осадков в течение каждого рассматриваемого отрезка геологической истории и на­личие в изучаемой части разреза лито­сферы пород с хорошими коллекторскими (емкостными и фильтрационны­ми) свойствами; 4) палеогеотермические условия развития исследуемой части разреза литосферы во времени (геологическом) и пространстве; 5) палеогидрогеологические условия и характер изменения их во времени и пространстве; 6)условия, обеспечивающие сох­ранность образовавшихся зон нефте­газонакопления в последующие этапы развития геологической истории. Н аучно обоснованное прогнозиро­вание распространения регионально нефтегазоносных территорий, зон нефтегазонакопления и скоплений нефти и газа должно основываться на комплек­сном и всестороннем изучении сово­купности перечисленных факторов с учетом их изменяемости во времени (геологическом) и пространстве.

Геолого – разведочный процесс и задачи геологического изучения недр.

Геологоразведочный процесс определяется как совокупность взаимо­связанных, применяемых в определенной последовательности производ­ственных работ и научных

исследований, которые должны обеспечить открытие, геолого-экономическую оценку и подготовку к разработке полезного ископаемого. В процессе геологоразведочных работ

проводит­ся геологическое изучение недр. Рациональное изучение недр, целесооб­разное использование средств, отпускаемых государством на ведение геологоразведочных работ,

представляют собой задачи большого народ­нохозяйственного значения. Этим законом предприятия, организации и учреждения, осущест­вляющие геологическое изучение недр,

обязаны обеспечивать:

1) рациональное, научно обоснованное направление и эффектив­ность работ по геологическому изучению недр;

2) полноту изучения геологического строения недр, горнотехничес­ких, гидрогеологических и других условий разработки разведанных мес­торождений, строительства и

эксплуатации подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых;

3) достоверность определения количества и качества запасов основ­ных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и содержа­щихся в них компонентов;

геолого-экономическую оценку месторож­дений полезных ископаемых;

4) ведение работ по геологическому изучению недр методами и спо­собами, исключающими неоправданные потери полезных ископаемых и снижение их качества;

5) размещение извлекаемых из недр горных пород и полезных ис­копаемых, исключающее их вредное влияние на окружающую среду;

6) сохранность разведочных горных выработок и буровых сква­жин, которые могут быть использованы при разработке месторожде­ний и в иных народнохозяйственных целях,

и ликвидацию в установлен­ном порядке выработок и скважин, не подлежащих использованию;

7) сохранность геологической и исполнительно-технической доку­ментации, образцов горных пород и руд, керна, дубликатов проб полез­ных ископаемых, которые могут

быть использованы при дальнейшем изучении недр, разведке и разработке месторождений полезных ископаемых, а также при пользовании недрами в целях, не связанных с

добы­чей полезных ископаемых.

Следует отметить, что при производстве геологоразведочных работ на нефть и газ, к сожалению, имеют место случаи невыполнения этих за­конодательных положений, что

наносит ощутимый урон экологии и эко­номике страны.

Определяющее значение для выбора методики геологоразведочных работ (ГРР) на нефть и газ, включая выбор количества и систем заложения поисково-оценочных скважин, имеют знания характера прогнозируемых залежей по типу ловушек.

Классификации залежей нефти и газа по типу ловушек основаны на генетических и морфологических особенностях ловушек.

На практике широко используется классификация залежей А.А. Бакирова (1960), основанная на генезисе ловушек и морфологическая классификация по форме природных резервуаров И.О. Брода (1951).

В генетической классификации А.А. Бакирова выделено пять генетических классов залежей нефти и газа.

1. Структурный класс делится на три группы залежей: 1) антиклинальных, 2) моноклинальных и 3) синклинальных структур. Синклинальные залежи встречаются в природе редко.

Таблица. Классификация залежей нефти и газа (по А.А. Бакирову)

Группы залежей антиклинальных и моноклинальных структур далее делятся на типы.

2. Рифогенный класс делится два типа залежей, которые связаны: 1) с одиночными рифовыми массивами и 2) ассоциацией рифовых массивов.

3. Литологический класс делится на две группы залежей: 1) литологически экранированные; 2) литологически ограниченные. Группы разделены на конкретные типы залежей.

Литологически экранированные залежи связаны с пластовыми литологическими ловушками. Это тупиковые гидродинамически полуоткрытые ловушки, которые в плане имеют заливообразную форму. Их форма связана с дугообразным изгибом линии выклинивания или линии замещения продуктивного пласта непроницаемыми породами.

Литологически ограниченные залежи связаны с природными резервуарами и ловушками, которые со всех сторон ограничены флюидоупорами и в гидродинамическом отношении являются закрытыми. Поэтому движение флюидов в них весьма ограниченно. Такие залежи могут не иметь подошвенных вод, и не имеют источников их пополнения. Залежи этого типа часто обладают АВПД, но из-за незначительной высоты залежей их энергия также незначительная.

4. Стратиграфический класс. Залежи этого класса связаны с различными типами стратиграфически экранированных ловушек.

5. Литолого-стратиграфический класс залежей связан с участками выклинивания продуктивных пластов под стратиграфическими несогласиями.

Довольно часто в природных резервуарах присутствуют комбинированные ловушки, созданные при участии различных факторов. Соответственно в таких ловушках образуются залежи комбинированного класса.

Морфологическая классификация залежей И.О. Брода по форме природных резервуаров . В этой классификации выделены три группы залежей: пластовые, массивные и литологически экранированные , которые далее делятся на подгруппы и роды.

Таблица. Классификация залежей нефти и газа (по И.О. Броду, 1951)

Сопоставление генетической классификации А.А. Бакирова и морфологической классификации И.О. Брода показывает, что разные принципы классификаций определили различную систематизацию практически одних и тех же видов залежей. При этом в классификации И.О. Брода выделяются массивные залежи, которые отсутствуют в других классификациях залежей, но широко используются в практической геологии нефти и газа.

Массивные залежи связаны с массивными Природными резервуарами в основе которых может лежать высокоамплитудная сводовая или антиклинальная структура, рифовый массив, погребенный эрозионный или эрозионно-тектонический выступ осадочных, метаморфических и магматических пород. То есть по классификации А.А. Бакирова это определённые виды структурных, рифогенных и стратиграфических залежей. Однако не зависимо от генезиса ловушки массивные залежи имеют ряд характерных признаков и свойств: 1) контролируются лишь породами-покрышками, залегающими в кровле и с боков коллектора; 2) не контактируют с флюидоупором, который залегает под подошвой продуктивного пласта; 3) нефть или газ всюду подпираются подошвенной водой; 4) движение пластовых флюидов в залежи происходит по вертикали; 5) внутренние контуры нефтеносности или газоносности в них отсутствуют.

Аналогичное строение имеют и сводовые неполнопластовые залежи. Принципиальное различие между неполнопластовые и массивными залежами заключается только в толщине продуктивных пород и объёме залежи. Довольно часто в природных резервуарах присутствуют ловушки комбинированного типа, созданные при участии двух или более факторов. Например, структурного и литологического, структурного и стратиграфического, структурного, литологического и стратиграфического, литологического и гидродинамического. Соответственно в таких ловушках формируются залежи комбинированного типа.

Научно обоснованные поиски, разведка и разработка месторождений нефти и газа невоз­можны без четких знаний об их свойствах, условиях залегания в земной коре и закономерностях их пространственного размещения.

Для того чтобы формировалась залежь нефти или газа, нужны, по край­ней мере, три условия.

1. Нужен коллектор . Это пористая, проницаемая порода, способная принимать, отдавать нефть, газ, воду. Например песчаники, из­вестняки.

2. Нужен природный резервуар – естественная емкость для нефти, газа и воды, форма которой обуславливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами.

Природный резервуар – это коллектор, ограниченный непроницаемыми породами.

3. Н ужна ловушка – часть природного резервуара, в которой может формироваться или уже формировалась залежь нефти и газа.

Под залежью нефти и газа подразумевают единичное скопление нефти и газа. Иногда такое скопление называют элементарным, локальным, изоли­рованным и т.д. Это одно и то же. Если запасы нефти или газа большие и их разработка эко­номически оправдана, то они имеют промышленное значение, если невелики – их относят к забалансовым.

Игнатий Осипович Брод – один из учеников академика Губкина – в 1951 г. по характеру природного резервуара выделил три типа залежей, которые прочно вошли в теорию и практику поисковых работ на нефть и газ:

1) пластовые залежи;

2) массивные залежи;

3) литологически ограниченные со всех сторон залежи.

И.О.Брод удачно выделил эти три типа залежей, и его классификация залежей нефти и газа выдержала испыта­ние временем.

Пластовая залежь – это скопление нефти и газа в пласте-коллекторе, ограниченном в кровле и подошве непроницаемыми породами.

Ловушка для нефти и газа создается сводовыми изгибами пласта. По характеру ловушки выделяют пластовые сводовые и пластовые экранированные залежи.

Пластовые сводовые залежи – это залежи в антиклинальных структурах, они чаще всего встречаются на практике. Ловушка в пластовой сводовой залежи образована изгибом перекрывающей покрышки.

Принципиальная схема сводовой пластовой залежи (по Н.А.Еременко):

1 – подошва нефтяной залежи (поверхность водонефтяного раздела); контуры нефтеносносности: 2– внешний, 3– внутренний; 4 – повертность газонефтяного раздела; контуры газоносности: 5 – внешний (контур газовой шапки), 6– внутренний; 7, 8, 9 – соответственно длина, ширина и высота нефтяной залежи; 10 – высота газовой шапки; 11 – общая высота газонефтяной залежи; части залежи: 12– газовая, 13– газонефтяная, 14– нефтяная,15 – водонефтяная

В случае горизонтального положения ВНК контур нефтеносности па­раллелен изогипсам кровли пласта и имеет форму кольца. Сводовые залежи связаны с антиклинальными поднятиями различного генезиса. Они могут быть нарушенными или ненарушенными, или осложненными криптодиапи­рами.

Пластовые залежи могут быть экранированными тектонически, страти­графически, литологически.

Тектоническое экранирование связано с раз­рывным нарушением, по которому пласт-коллектор как бы срезается. Нару­шение – непроницаемое.

Стратиграфическое экранирование связано с несогласным залегани­ем одного комплекса отложений на другом. Оно возникает при перекрытии коллекторов, срезанных эрозией, непроницаемыми породами другого возраста. Имеются случаи, когда пласт-коллектор и снизу, и сверху ограни­чен поверхностями размыва.

Одно из крупнейших месторождений мира – Ист-Тексас в США – с из­влекаемыми запасами 810 млн т нефти приурочено к структурному носу на западном крыле поднятия Сабин.

Как пишет А.Леворсен, пересечение двух поверхностей несогласия обу­словило выклинивание проницаемых песчаников вудбайн (верхний мел). Последовавшее затем формирование крупного поднятия Сабин вызвало де­формацию зоны выклинивания проницаемых пород и способствовало обра­зованию ловушки с крупнейшей залежью нефти.

Песчаники вудбайн несогласно перекрыты непроницаемыми отложе­ниями более молодого возраста.

Литологически экранированные залежи формируются в основном при сокращении вверх по восстанию на склонах региональных поднятий мощности коллектора до практически полного его исчезновения или в ре­зультате ухудшения коллекторских свойств пласта: пористости, проницае­мости и т.д..

Массивные залежи . Массивные резервуары представлены мощной толщей, состоящей из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.

Массивные залежи связаны с массивными резервуарами. Для формиро­вания массивных залежей имеет значение форма кроющей поверхности ре­зервуара. Нефть и газ насыщают массив в возвышающей части. Форма ло­вушки определяется формой изгиба кровли. Массивные залежи чаще всего образуются в выступах карбонатных пород. Водонефтяной контакт сечет все тело массива независимо от состава и стратиграфической принадлежности неоднородного коллектора.

Группа массивных залежей связана со структурными, эрозионными и биогермными выступами.

Структурные выступы – антиклинали, своды, купола.

Газовые залежи в сеноманских отложениях Уренгойского месторожде­ния и других (Медвежьего, Ямбургского, Заполярного) при­урочены к толще из множества чередующихся песчаных и глинистых пла­стов, перекрытых мощной покрышкой глин турона и вышележащих отложений верхнего мела и палеогена. Песчаники заполнены газом и имеют единый га­зоводяной контакт. Высота сеноманской газовой залежи на Уренгое со­ставляет 200 м, а количество газоносных пластов исчисляется десятками.

Эрозионные выступы часто встречаются. Они связаны с останцами древнего рельефа. Например, толща известняков и доломитов размылась и была покрыта глинами. В процессе эрозии возник «выступ», который позже захоронился. В нем образовалась залежь нефти.

Биогермные выступы – это рифы, которые широко распространены в Самарской, Оренбургской, Ульяновской областях и связаны с Камско-Ки­нельской системой прогибов. Для массивных залежей характерно неравно­мерное распределение пористых и проницаемых зон в массиве.

Литологически ограниченные со всех сторон залежи .
К этой группе относятся залежи нефти и газа в резервуарах неправильной формы, ограни­ченных со всех сторон слабо проницаемыми породами. Вода в этих залежах играет пассивную роль, не является причиной передвижения нефти и газа к скважинам в случае эксплуатации.

Это многочисленные песчаные бары, береговые валы, линзы песчани­ков. Запасы нефти в них обычно невелики.

Значительное число литологически ограниченных залежей связано с погребенными руслами палеорек. В Самарском Поволжье, имеется «шнур­ковая» залежь на Покровском месторождении нефти.

Песчаные бары возникают в условиях пологого прибрежья, когда не­значительные колебания уровня воды приводят к осушению больших пло­щадей.