Под залежью нефти и газа мы понимаем любое естественное их скопление, приуроченное к природной ловушке. Залежи подразделяются на промышленные и непромышленные.

Под месторождением понимают одну залежь или группу залежей, полностью или частично совпадающих в плане и контролируемых структурой или ее частью.

Большое практическое и теоретическое значение имеет создание единой классификации залежей и месторождений, в числе других параметров включающей также размеры запасов. -

При классификации залежей нефти и газа учитываются такие параметры, как углеводородный состав, форма рельефа ловушки, тип ловушки, тип экрана, значения рабочих дебитов и тип коллектора.

По углеводородному составу залежи подразделяются на 10 классов: нефтяные, газовые, газоконденсатные, эмульсионные, нефтяные с газовой шапкой, нефтяные с газоконденсатной шапкой, газовые с нефтяной оторочкой, газоконденсатные с нефтяной оторочкой, эмульсионные с казовой шапкой, эмульсионные с газоконденсатной шапкой. Описанные классы относятся к категории однородных по составу залежей, в пределах которых в любой точке нефтегазосодержащего пласта физико-химические свойства углеводородов примерно одинаковы. В залежах остальных шести классов углеводороды в пластовых условиях находятся одновременно в жидком и газообразном состояниях. Эти классы залежей имеют двойное наименование. При этом на первое место ставится название комплекса углеводородных соединений, геологические запасы которых составляют более 50 % от общих запасов углеводородов в залежи.

Форма рельефа ловушки является вторым параметром, который необходимо учитывать при комплексной классификации залежей. Практически она совпадает с поверхностью подошвы экранирующих залежь пород. Форма ловушек может быть антиклинальной, моноклинальной, синклинальной и сложной.

По типу ловушки залежи подразделяются на пять классов: биогенног выступа, массивные, пластовые, пластово-сводовые, массивно-пластовые. К пластовым залежам можно отнести только те, которые приурочены к моноклиналям, синклиналям и склонам локальных поднятий. Пластово-сводовыми называются залежи, приуроченные к положительным локальным подятиям, в пределах которых высота залежи больше мощности зона. К массивно-пластовым относятся залежи, приуроченные к локальным поднятиям, моноклиналям или синклиналям, в пределах которых высота залежи меньше мощности пласта.

Классификация залежей по типу экрана приведена в табл. 2. В данной классификации кроме типа экрана предлагается учитывать положение этого экрана относительно залежи углеводородов. Для этого в ловушке выделяются четыре основные зоны и их сочетания, и там, где нормальное гравитационное положение водонефтяного или газоводяного контактов нарушается зонами выклинивания и другими факторами, специальным термином определяется положение экрана относительно этих зон.

В данной классификации не учтены факторы, обусловливающие наклонное или выпукло-вогнутое положение поверхности водонефтяного или газоводяного контактов. Такие случаи объединены в графе «сложное положение экрана».

Таблица 2

Классификация залежей по типу экрана

Тип экрана	Положение залежей по типу экрана
по простиранию	по падению	по восстанию	со всех сторон	по простиранию и падению	по простиранию и восстанию	по падению и восстанию
Литологический
Литолого-стратиграфический
Тектонический (разрывные наруш.)
Литолого-денудационный
Соляной шток
Глинистый шток
Экранированные водой залежи
Смешанный

По значениям рабочих дебитов выделяется четыре класса залежей: высокодебитная, среднедебитная, малодебитная, непромышленная. В данной классификации пределы значений дебитов нефтяных и газовых залежей разнятся на одни порядок. Это обусловлено тем, что газовые залежи обычно разведываются и эксплуатируются более редкой сеткой скважин.

По типу коллектора выделяется семь классов залежей: трещинный, кавернозный, поровый, трещинно-поровый, трещинно-кавернозный, кавернозно-поровый и трещинно-кавернозно-поровый. Для некоторых газовых и газоконденсатных шапок, нефтяных залежей, газовых и газоконденсатных залежей следует учитывать наличие в порах, кавернах и трещинах неизвлекаемой нефти, которая уменьшает объем пустот залежи и должна учитываться при подсчете запасов нефти и газа.

Данная классификация является неполной, но она учитывает наиболее важные параметры, необходимые для выбора методики разведки и оптимальной технологической схемы эксплуатации.

Из многочисленных классификаций залежей по условиям возникновения и сохранения ловушек наибольшими преимуществами обладает классификация И. О. Брода, завершенная им в 1948 г. и выдержавшая испытание временем. И. О. Брод выделяет три основные группы залежей в соответствии с типами природного резервуара:

I. Пластовые залежи нефти и газа с двумя подгруппами:

а) пластовые сводовые и б) пластовые экранированные;

II. Массивные залежи нефти и газа;

III. Литологичеки ограниченные залежи нефти и газа.

Пластовые залежи . Ловушки в водонасыщенных пластовых резервуарах образуются либо вследствие сводового изгиба таких резервуаров, либо при наличии экранирующей поверхности, которая срезает пласт по его восстанию. При этом залежь должна замыкаться подстилающей ее водой, создающей препятствие для дальнейшего движения нефти и газа по пласту.

Пластовые сводовые залежи контролируются сводовыми изгибами пластового резервуара, форма которых определяет форму залежи, они связаны с антиклинальными складками и куполовидными поднятиями самого разнообразного вида и генезиса.

В сводовых залежах вода, подстилающая скопления нефти и газа, замыкает это скопление со всех сторон.

Таблица 1

Классификация группы пластовых залежей (по И. О, Броду)

Подгруппа
Пластовые сводовые залежи нефти	Ненарушенные сводовые залежи	Залежи в слабо выраженных ненарушенных сводах. Залежи в хорошо вырыженных ненарушенных сводах
	Слабо нарушенные сводовые залежи (не разбитые на самостоятельные блоки)	Слабо нарушенные залежи в сводах, разбитых разрывами, выходящими за их пределы
	Сводовые залежи, разбитые разрывами на самостоятельные блоки и сводовые залежи, срезанные разрывами	Сильно нарушенные залежи в сводах, разбитых эпиантиклинальными разрывами Сильно нарушенные залежи в сводах, разбитых разрывами, выходящими за их пределы
Пластовые экранированные залежи нефти и газа	Тектонически экранированные залежи, по форме козырьковые, периклинальные, синклинальные и моноклинальные	Залежи, экранированные плоским разрывом Залежи, экранированные сложно построенной поверхностью несогласия
	Стратиграфмчески экранированные залежи, по форме периклинальные, синклинальные и моноклинальные	Залежи, экранированные плоской поверхностью несогласия Залежи, экранированные сложно построенной поверхностью пласта
	Литологически экранированные залежи, по форме периклинальные, синклинальные и моноклинальные	Залежи, экранированные прямолинейным выклиниванием пласта Залежи, экранированные криволинейным выклиниванием пласта (по форме фестонообразные)

В сводовых залежах, рассеченных разрывами амплитудой меньше мощности продуктивного пласта, целостность залежи как объекта разработки сохраняется, и контур нефтеносности, обрамляющий залежь, сохраняет плавность очертания. При наличии разрывов с амплитудами, превышающими мощность продуктивного пласта, залежь оказывается разбитой на ряд разобщенных блоков. При этом контур нефтеносности (газоносности) испытывает ступенчатое смещение. В некоторых случаях, при наличии очень крупных разрывов, отдельные части залежи столь сильно разобщаются, что должны рассматриваться в качестве самостоятельных объектов разведки и разработки. Возникает даже вопрос о генетическом единстве этих залежей, связанных с различными элементами сводового изгиба пластов. Такие явления чаще всего бывают связаны с антиклинальными складками, которые разорваны надвигами. Эти складки распространены в окраинных зонах складчатых областей, в частности в Грозненском районе. Залежь в сводовой взброшенной части пластового резервуара должна быть отнесена к категории сводовых, срезанных разрывом, а залежь в поднадвиговой части следует отнести уже к категории пластовых, тектонически экранированных залежей.

Пластовые экранированные залежи характеризуются замыканием скоплений нефти и газа в пластовом резервуаре подпором воды к экранирующей поверхности, которая сложена слабопроницаемыми породами и пересекает пласт при его восстании. Экранирующие поверхности среза пластового резервуара образуются: а) при тектоническом разрыве сплошности пласта и сопутствующем его смещением на высоту, превышающую мощность пласта (тектонически экранированные); б) при размыве и последующем несогласном перерыве размытой головы пласта слабопроницаемыми породами (стратиграфическое экранирование); в) при вклинивании пласта при его восстании (литологическое экранирование). Выше было показано, что для образования ловушки экранирования необходимо, чтобы изогипсы пласта замыкались на поверхности экрана, что может произойти или при изгибе пласта (структурный нос, терраса), или при изгибе поверхности экрана.

Пластовые тектонически экранированные залежи распространены преимущественно в складчатых и солянокупольных районах. Они бывают связаны с различными элементами складок и соляных куполов, реже с моноклиналями.

Экранирование вследствие складкообразования

1. Деформация сжатия

а. Антиклинальный тип нефтяной залежи в разрезе и плане

Структурные – антиклинали, моноклинали, брахиантиклинали, купола и другие

(1 – нефтенасыщенные породы; 2 – водонасыщенные коллектора; 3 – непроницаемые породы (покрышки))

б. Синклинальный тип нефтяной залежи

Аккумуляция нефти в синклинали возможна только при отсутствии подошвенной или краевой воды

Б. Деформация, вызванная интрузией пород

а. Соляной купол

Песчаник на крыле может быть пережат или искривлен соляным массивом

б. Интрузия магмы:

Шток, вулканический столб, или пробка, лакколит. Возможно вклинивание отложений вблизи интрузии в процессе осадконакопления. Если вулканическая деятельность происходила после отложения осадков, возможно экранирование вследствие процесса метаморфизма, изменившего характер пористости.

IV.3. Классификация залежей нефти и газа

Как и любая классификация, классификация нефтяных и газовых залежей может осуществляться по разным их признакам (параметрам): по форме, размерам, фазовым соотношениям между нефтью и газом и др.

По соотношению в залежи запасов нефти, газа и конденсата Н.Е.Еременко (1968) выделил семь классов залежей:

1. Нефтяные залежи , мало насыщенные газом. Это так называемая "мертвая" нефть. В таких залежах давление насыщения во много раз ниже пластового давления и иногда близко к атмосферному. Газовые шапки в них отсутствуют.

2. Нефтяные залежи, недонасыщенные газом. В них давление насыщения также ниже пластового, но разница между ними незначительная. Газовая шапка отсутствует.

3. Нефтяные залежи, насыщенные газом. Давление насыщения близко к пластовому. Залежь газовой шапки не имеет, однако при снижении давления в процессе разработки в них могут возникнуть газовые шапки.

4. Газонефтяная залежь – залежь нефти с газовой шапкой, имеет газовую, газонефтяную и нефтяную части (см. рис.4). Запасы нефти в залежи резко преобладает над запасами газа в газовой шапке.

5. Нефтегазовая залежь – залежь газа с нефтяной оторочкой. Имеет газовую, газонефтяную и нефтяную части. Запасы газа в переводе на условное топливо преобладает над запасами нефти в нефтяной оторочке. По энергоемкости 1 млн. тонн нефти приравнивается 1 млрд. м 3 газа.

6. Газоконденсатная залежь – залежь полужирного, жирного газа, содержащего растворенную нефть легких фракций – конденсат в количестве свыше 25 см 3 /м 3 . Содержание конденсата колеблется в значительных количествах. При падении давления в ходе разработки возможно появление жидкой – конденсатной фазы в виде оторочек в зоне ГВК. Некоторые газоконденсатные залежи содержат нефтяные оторочки значительных размеров. Такие залежи относятся к типу нефтегазоконденсатных.

7. Газовая залежь. Состоит из сухого (метанового) газа с низким конденсатным фактором (<25см 3 /м 3). Каждая залежь требует своих условий разработки, т.к. разные залежи обладают своими энергетическими ресурсами и разными режимами. Естественное продвижение нефти в направлении к забоям скважин осуществляется за счет следующих сил: сил всплывания нефти над водой, силы упругого напора – силы расширения растворенного газа при снижении давления в пласте в процессе разработки залежи, расширения нефти, расширения сжатой воды, напора законтурных вод, упругого напора сжатых пород. Все эти силы срабатывают одновременно с момента начала снижения давления в пласте. Продолжительность их действия зависит от общего энергетического ресурса залежи и способов ее разработки.

Наиболее популярной в нефтегазовой геологии является классификация залежей нефти и газа по типу резервуаров, и ловушек, разработанная И.О.Бродом (1953). По этому показателю им выделяется три основные группы залежей: пластовые, массивные и литологически ограниченные. Позже (1963) в отдельные группы были выделены стратиграфически и тектонически экранированные залежи (рис. 5).

8. Пластовые залежи. Залегают в пластовых резервуарах. Скопление нефти и газа формируются в той части резервуара, где существует ловушка. Здесь нефть и газ могут накапливаться и сохраняться от разрушения. Ловушки в пластовых резервуарах образуются на участках структурных изгибов в виде брахиантиклинальных и куполовидных складок, в зонах тектонического экранирования разрывными нарушениями, литологического замещения коллекторов покрышками и стратиграфического экранирования. Соответственно различаются:

1. Пластовые сводовые залежи. Они образуются в пластовых резервуарах в сводовых частях антиклинальных складок.

2. Пластовые тектонически экранированные залежи, образуются в пластах, нарушенных разломами.

3. Пластовые литологически экранированные залежи, образуются в зонах литологического замещения пласта-коллектора.

4. Пластовые стратиграфически экранированные залежи, образуются в пластах, срезанных эрозией и несогласно перекрытых более молодыми отложениями.

Типичными представителями пластовых сводовых залежей являются залежи нефтяных месторождений Среднего Приобья в Западной Сибири. Примерами стратиграфически экранированных залежей являются залежи Шаимского нефтеносного района.

9. Массивные залежи. Образуются в резервуарах массивного типа под перекрывающими их флюидоупорами (покрышками). Различаются три разновидности массивных залежей:

1. Массивные сводовые (антиклинальные).

2. Массивные в погребенных рифовых массивах, состоящих из биогенных известняков.

3. Массивные в эрозионных выступах погребенного древнего рельефа, сложенных выветрелыми трещиноватыми породами-коллекторами.

Примерами массивных сводовых залежей являются залежи сеноманского газа в Западной Сибири, в том числе такие гигантские залежи, как Губкинское, Медвежье, Заполярное, Ямбургское, Уренгойское месторождения. Эти залежи образовались на глубине 800 – 1000м. под региональной глинистой покрышкой туронского яруса в сводовых частях антиклинальных складок валообразной и куполовидной форм, сложенных слабо уплотненными песчаниками и алевролитами.

10. Литологические залежи формируются в резервуарах литологически ограниченного типа. Такие резервуары состоят из песков, песчаников и имеют сложные, иногда весьма причудливые формы. Образовались в прибрежных частях древних морей – в узких заливах, на пляжах, баровых островах, вокруг островов и др. Часто это песчаные отложения погребенных русел древних рек, пойм и подпойменных террас. Залежи имеют формы пластов, линз, карманов, колец, полуколец, козырьков, рукавов, шнурков, полос и т.д. Шнурковые (рукавообразные) залежи широко развиты в Апшероно-Нижнекуринской провинции и на некоторых месторождениях Северной Америки. Честь их открытия принадлежит академику И.М.Губкину (1911 год), который впервые их выявил и описал

на примере месторождений нефти в Майкопском районе на Северном Кавказе.

Рис.4 Основные элементы залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов.

А – нефтяная залежь пластового сводового типа. Б – нефтяная залежь с газовой шапкой, пластового сводового типа.

Условные обозначения: 1 – водо-нефтяная часть залежи; 2 – нефтяная часть залежи; 3 – газонефтяная часть залежи; h – высота залежи; h Г – высота газовой части; h Н – высота нефтяной части.

Рис. 5 Классификация залежей нефти и газа по типам резервуаров и ловушек. Составил Е.М.Максимов.

Условные обозначения: 1 – пласты-коллекторы; 2 – зоны трещиноватости; 3 – залежь нефти; 4 – границы стратиграфические и литологические; 5 – линии тектонических нарушений; 6 – изолинии глубины залегания по кровле пласта в метрах.

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)

Семинарское занятие, практическая и контрольная работа

Тема 2. ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ, ЛОВУШКИ И ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА

Цель работы:

Закрепление знаний по темам «Природные резервуары, ловушки и залежи нефти и газа»;

Приобретение навыков графического построения различных типов ловушки и залежи нефти и газа;

Сформировать умение определять на структурных картах и геологических разрезах различные типы ловушек и залежей.

Исходные данные: Описание залежи по типу ловушки и фазовому состоянию.

Порядок выполнения работы:

Изучить теоретическую часть следующих тем: «Природные резервуары», «Ловушки», «Залежи нефти и газа»;

Ответить на контрольные вопросы;

Используя описание залежи по типу ловушки и фазовому состоянию, а) изобразить геологический разрез ловушки и б) построить структурную карту.

Геологический разрез изобразить в произвольно выбранном интервале глубин и произвольном вертикальном масштабе. Общепринятыми условными знаками показать коллектор, покрышку, подстилающий флюидоупор и положение залежи углеводородов (УВ), которое определяется положением контактов: водонефтяным (ВНК) и газоводяным (ГВК) у однофазных залежей; газонефтяным (ГНК) и ВНК у двухфазных залежей.

Структурную карту построить под разрезом. Карта должна соответствовать линии геологического разреза и описанию. На карте показать положение внешнего контура нефтеносности или газоносности.

Работу оформить заголовком, условными обозначениями и сдать её на проверку.

При построении геологического разреза ловушек и залежей можно использовать рисунки и таблицы, приведенные в методическом пособии, а также ниже приведенную литературу.

Природные резервуары

Природный резервуар (ПР) – это комплекс пород коллекторов и флюидоупоров, внутри которого возможно движение флюидов и аккумуляция нефти и газа. Выделяется три основных типа природных резервуаров (И.О. Брод; 1951): пластовый, массивный и литологически ограниченный (рис. 1 ).

Пластовый резервуар – это проницаемый пласт, ограниченный флюидоупорами в кровле и подошве (рис. 1, а ).

Рис. 1. Природные резервуары:

а – пластовый; б – однородно-массивный; в – неоднородно-массивный; г – литологически ограниченный; д – пластово-массивный

Массивные резервуары представляют собой большую толщу проницаемых пород, от нескольких десятков до тысячи метров и более, перекрытых флюидоупором. Это может быть высокоамплитудная складчатая структура, рифовый массив, тектонический или эрозионно-тектонический выступ фундамента или осадочного чехла (рис. 1 в ). Залежи нефти или газа в таких резервуарах контролируются породами-покрышками только сверху и с боков, а внизу, по всей площади, они подпираются водой.

Литологически ограниченные резервуары морфологически представлены проницаемыми телами, заключенными в толщу непроницаемых пород (рис 1, г ). Генетически и морфологически они представлены разнообразными типами и видами (линзами, палеобарами, погребёнными участками речных русел и дельт небольших рек у подножий гор).

Ловушки нефти и газа

Ловушка представляет собой часть ПР, в которой благодаря уравновешенности гидравлических сил, может происходить аккумуляция нефти и газа и образоваться залежь УВ. Ловушка представляет собой некоторый замкнутый или полузамкнутый объём. Замкнутые ловушки связаны с литологически закрытыми ПР. Благоприятные условия для аккумуляция УВ и формирования залежей нефти и газа существуют:

В сводах антиклинальных структур;

На участках антиклиналей и моноклиналей, экранированных разрывами;

В зонах выклинивания коллекторов или в зонах их замещения непроницаемыми породами;

В зонах экранирования коллекторов поверхностью стратиграфического несогласия и рифовых массивах;

В зонах гидродинамического экранирования.

Важнейшими показателями, по которым ловушки классифицируются, являются их генезис и форма. В зависимости от причин обуславливающих образование ловушек различают пять генетических типов ловушек: структурный, литологический, стратиграфический, рифовый и гидродинамический . Наиболее простой ловушкой является антиклинальный изгиб пластового резервуара. В контуре самой нижней замкнутой изогипсы полузамкнутой ловушки находится её гидравлический замок , который определяет предельное заполнение ловушки нефтью или газом. Основными параметрами ловушки являются: толщина коллектора , площадь (в контуре самой нижней замкнутой изогипсы) и высота , измеряемая от наивысшей точки кровли коллектора до гидравлического замка ловушки.

Поскольку залежь в ловушке может находиться в трёх состояниях: в равновесном, в состоянии формирования и в состоянии разрушения, она может занимать разный объём ловушки. Степень (коэффициент) заполнения ловушки УВ определяется отношением высоты залежи к высоте ловушки. Коэффициент изменяется от 0 до 1 или выражается в процентах.

Генетические типы ловушек.

Ловушки структурного типа (рис .2 ) образуются в результате пликативных и дизъюнктивных тектонических деформаций горных пород, и разделяются на сводовые или антиклинальные (рис . 2, а ) и тектонически экранированные ловушки (рис. 2, б ).

Рис. 2. Разрез и план ловушек структурного типа в пластовом резервуаре:

(а ) сводовая ловушка; (б ) дизъюнктивно (тектонически) экранированная ловушка

Тектонически экранированные ловушки образуются как на антиклинальных структурах, так и на моноклиналях при наличии тектонических разрывов. Более правильно их следует называть дизъюнктивно экранированными , так как антиклинали тоже представляют собой тектонические пликативные экраны на пути движения УВ.

Ловушки литологического типа образуются в следующих четырёх случаях:

1) при выклинивании пород-коллекторов по восстанию слоев (рис. 3 );

Рис. 3. Литологически экранированная ловушка:

1 – линия выклинивания пласта-коллектора

2) замещении пород-коллекторов одновозрастными слабопроницаемыми породами;

3) появлении повышенной локальной трещиноватости горных пород;

4) наличии песчаных или алевролитовых линз внутри глинистых толщ (рис. 4 ).

В последних двух случаях понятия природный резервуар и ловушка совпадают.

Рис. 4. Литологически ограниченные ловушки

Ловушки стратиграфического типа образуются в результате денудационного срезания пород-коллекторов и их несогласного перекрытия флюидоупорами (рис. 5 ).

Рис. 5. Стратиграфически экранированные ловушки:

а – в присводовой части антиклинальной структуры;

б – на моноклинали (непроницаемые породы представлены известняками)

Ловушки рифовового типа . К этому типу ловушек относятся рифовые массивы, перекрытые флюидоупорами (рис. 6 ).

Рис. 6. Ловушка, приуроченная к рифовому массиву:

1 – кавернозные и трещиноватые карбонатные породы; 2 – непроницаемые осадочные породы, перекрывающие рифовое тело

Гидравлические (гидродинамические) ловушки образуются в результате гидродинамического напора встречного потока вод, оказывающего противодавление на мигрирующие УВ. Большое значение в этом типе имеют капиллярное давление, гидрофобность и гидрофильность пород.

Фактически гидравлические ловушки и соответственно залежи нефти образуются в том случае, когда гидравлический напор, обычно совместно с капиллярным давлением, превышает гравитационную силу.

Сила всплывания нефти p г зависит от разницы плотности воды и нефти ρ в -ρ н , а также от высоты залежи Н и синуса угла наклона пласта-коллектора sin α, по которому идёт миграция нефти:

p г = gН(ρ в -ρ н) sin α

Ловушки рифового, литологического, стратиграфического и гидродинамического типа обычно называют неструктурными , а совместно с дизъюнктивно экранированными ловушками на моноклиналях – неантиклинальными ловушками (НАЛ ) или ловушками сложного экранирования.

Залежи нефти и газа

Залежи являются локальными скоплениями нефти и газа. К локальным скоплениям относятся также месторождения. Залежи и месторождения являются основными объектами геологоразведочных работ (ГРР) и разработки.

Залежь – это единичное скопление нефти и (или) газа в ловушке природного резервуара, которая контролируется единым водонефтяным или газоводяным контактом и может находиться в трёх состояниях: в равновесном, в состоянии формирования и в состоянии разрушения.

Месторождение – это совокупность залежей, которые контролируются одной тектонической структурой и расположены на одной локальной площади. В проекции на земную поверхность контуры нефте- и (или) газоносности залежей полностью или частично перекрываются (рис. 7, 8 ).

Рис. 7 Геологический разрез продуктивной части Правдинского нефтяного месторождения

Рис. 8. Геологический разрез Харьягинского месторождения (по В.Е. Яковлеву):

1 – песчаники и алевролиты; 2 – глины и аргиллиты; 3 – известняки; 4 – рифогенные известняки; 5 – доломиты; 6 – известняки глинистые; 7 – нефть

По масштабам распространения и нефтегазоносности кроме локальных скоплений выделяются ещё две категории – региональная и глобальная. Региональные скопления являются основными объектами и систематическими единицами нефтегазогеологического районирования. Ими являются: 1) нефтегазоносная зона; 2) нефтегазоносный район; 3) нефтегазоносная область; 4) нефтегазоносная провинция или нефтегазоносный бассейн.

Глобальные скопления отражают общепланетарные закономерности распределения нефти и газа и обращают внимание на геологические условия формирования скоплений с максимальной концентрацией нефти и газа. Среди них выделяются пояса нефтегазоносные пояса, ассоциации нефтегазоносных провинций изометричной формы, а также узлы, или полюсы, нефтегазонакопления – это территории и акватории с уникальными масштабами нефтегазоносности.

Принципы классификаций залежей нефти и газа.

Залежи нефти и газа классифицируются по разным показателям, наиболее важными из них являются: 1) типы ловушек; 2) фазовое состояние залежи; 3) величина запасов; 4) сложность геологического строения залежи; 5) тип коллектора и др.

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

Классификация залежей по генетическому типу ловушек. В практической геологии широко используется генетическая классификация залежей нефти и газа А.А. Бакирова, в которой по генезису ловушек выделено пять классов залежей: структурный, рифогенный, литологический, стратиграфический и литолого-стратиграфический (табл., прил. ). Довольно часто в природных резервуарах присутствуют комбинированные ловушки, созданные при участии двух или более факторов.

Широко используется также понятие «массивные залежи» . Этот тип залежей выделен в морфологической классификации залежей И.О. Брода (1951). Массивные залежи – это залежи нефти и газа большой высоты, в которых положение УВ в ловушке контролируется флюидоупорами только сверху и с боков (покрышкой). УВ снизу подпираются по всей площади залежи подошвенной водой, поэтому в них водонефтяной контакт (ВНК) или газоводяной контакт (ГВК) располагается выше подошвы продуктивных пород (пород-коллекторов).

Аналогичное строение имеют и сводовые неполнопластовые , или водоплавающие , залежи . Принципиальное различие между ними и массивными залежами заключается только в толщине продуктивных пород и соответственно в объёме залежи.

Поверхность ВНК (ГВК) в большинстве случаев имеет горизонтальное положение, но может быть и наклонной. Наклон поверхности может быть связан с проявлением гидродинамических или капиллярных сил, а также с процессами новейшей тектонической деформации ловушки. При горизонтальном положении поверхности ВНК (ГВК) контур нефтеносности (газоносности) лежит на структурной карте параллельно изогипсам кровли продуктивного пласта, а при наклонном положении пересекает изогипсы кровли пласта, смещаясь в сторону наклона поверхности контакта (рис. 9 ).

Рис. 9. Принципиальная схема нефтяной неполнопластовой (водоплавающей) залежи с наклонным водонефтяным контактом (висячая залежь): а – геологический разрез; б – структурная карта:

1, 2 – нефть, соответственно на разрезе и на карте; 3 – изогипсы, м; 4 – внешний контур нефтегазоносности

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

Класс	Группа	Тип
Структурный	Залежи антиклинальных структур	1. Сводовые 2. Тектонические экранированные 3. Приконтактные 4. Висячие
Залежи моноклинальных структур	1. Экранированные разрывными нарушениями 2. Связанные с флексурными образованиями (структурными террасами) 3. Связанные со структурными носами (гемиантиклиналями)
Залежи синклинальных структур
Рифогенный	Связанные с рифовыми массивами	1. Связанные с одиночными массивами 2. Связанные с группой (ассоциацией) рифовых массивов
Литологический	Литологически экранированные	1. Приуроченные к участкам выклинивания коллекторов 2. Приуроченные к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми породами 3. Экранированные асфальтом или битумом
Литологически ограниченные	1. Приуроченные к песчаным образованиям русел палеорек (шнурковые, рукавообразные) 2. Приуроченные к прибрежно-песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров 3. Линзовидные и гнездовидные
Стратиграфический	Залежи в коллекторах, срезанных эрозией и перекрытых непроницаемыми породами	1. Связанные со стратиграфическими несогласиями на тектонических структурах 2. Связанные со стратиграфическими несогласиями, приуроченными к эродированной поверхности погребённых останцов палеорельефа или выступов кристаллического фундамента
Литолого-стратиграфический	Залежи литолого-стратиграфических экранов	1. Участки выклинивания продуктивных пластов под стратиграфическими несогласиями

Похожая информация.

Доверенности