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.

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. Нужна 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.

На рис. 5.1 приводится схема пластовой сводовой залежи. Линия пересечения поверхности водонефтяного контакта (ВНК) с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водонефтяного контакта с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности.

Р и с. 5.1. Принципиальная схема сводовой пластовой залежи

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.

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. (рис. 5.3).

Рис.5.3.Принципиальная схема пластовых литологически экранированных залежей

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.

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

Высота литологически ограниченных ловушек обычно невелика, толщина песчаных пластов составляет несколько метров.

Пластовые сводовые и массивные залежи в структурных выступах связаны с антиклинальными формами ловушек. Для остальных ловушек экранирование определено другими факторами. Все ловушки можно разделить на антиклинальные и неантиклинальные.

Залежь нефти, связанная со структурами соляной тектоники, показана на рис. 5.7. В соляно-купольной структуре соляной массив находится на глубине, сверху он прикрыт слоем ангидрита или гипса, а они, в свою очередь, перекрыты пористым известняком. Верхнюю покрышку американцы, по свидетельству Губкина, называют «шапкой» (кепрок). Над каменной солью имеется антиклиналь. Нефть имеется в «шапке», в вышележащих слоях и по бокам на месторождениях США. Они широко развиты в Мексиканском заливе. Каменная соль под давлением вышележащих пород мощностью 700 м (170 кг/см 3) вытекает в своды куполов.

Р и с. 5.7. Идеализированный разрез соляно-купольного нефтяного месторождения в бассейне Галф-Кост (по А.Леворсену)

Соляной шток – это массив цилиндрической формы, когда высота в несколько раз превышает ширину массива. Ниже приводится классификация залежей нефти и газа по А.А.Бакирову (рис. 5.8-5.15).

Р и с. 5.8. Сводовые залежи: а – ненарушенные; б – нарушенные; в – структур, осложненных криптодиапиром или вулканогенными образованиями; г – соляно-купольных структур; 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

Р и с. 5. 9. Висячие залежи структур: а – простого ненарушенного строения; б – осложненных разрывным нарушением; в – осложненных диапиризмом или вулканическими образованиями

Р и с. 5.10 . Тектонически экранированые залежи: а – присбросовые; б – привзбросовые; в – структур, осложненных диапиризмом или грязевым вулканизмом; г – соляно-купольных структур; д – поднадвиговые

Р и с. 5.11. Приконтактные залежи: а – с соляными штоками; б – с диапировыми ядрами или с образованиями грязевого вулканизма; в – с вулканогенными образованиями

Р и с. 5. 1 2. Залежи моноклинальных структур: а – экранированные разрывными нарушениями на моноклиналях; б – связанные с флексурными осложнениями моноклиналей; в – связанные со структурными носами на моноклиналях

Р и с. 5. 1 3. Литологически экранированные залежи: а – приуроченные к участкам выклинивания пласта – коллектора по восстанию слоев; б – к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми; в – запечатанные асфальтом

Р и с. 5.14. Литологически ограниченные залежи: а – приуроченные к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообразные); б – к прибрежным песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров (баровые); в – к гнездообразно залегающим песчаным коллекторам, окруженным со всех сторон слабопроницаемыми глинистыми образованиями

5.15. Залежи стратиграфического типа, связанные со стратиграфическими несогласиями: а – в пределах локальных структур; б – на моноклиналях; в – на поверхности погребенных останцев палеорельефа; г-на поверхности погребенных выступов кристаллических массивов

Под залежью нефти и газа подразумевают единичное скопление нефти и газа. Иногда такое скопление называют элементарным, локальным, изолированным и т.д.

И. О. Брод 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.

Рис .Принципиальная схема пластовой сводовой залежи

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

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.

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.

Рис. Принципиальная схема пластовых литологически экранированных залежей.

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.

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. Для массивных залежей характерно неравномерное распределение пористых и проницаемых зон в массиве.

Рис. Разрез типичного биогерма

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.

Ниже приводится классификация залежей нефти и газа по А.А.Бакирову

Сводовые залежи:

а – ненарушенные; б – нарушенные; в – структур, осложненных криптодиапиром или вулканогенными образованиями; г – соляно-купольных структур; 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

Висячие залежи структур:

а – простого ненарушенного строения; б – осложненных разрывным нарушением;
в – осложненных диапиризмом или вулканическими образованиями

Тектонически экранированые залежи:

а – присбросовые; б – привзбросовые; в – структур, осложненных диапиризмом или грязевым вулканизмом;
г – соляно-купольных структур; д – поднадвиговые

Приконтактные залежи:

а – с соляными штоками; б – с диапировыми ядрами или с образованиями грязевого вулканизма;
в – с вулканогенными образованиями

Залежи моноклинальных структур:

а – экранированные разрывными нарушениями на моноклиналях; б – связанные с флексурными осложнениями моноклиналей;
в – связанные со структурными носами на моноклиналях

Литологически экранированные залежи:

а – приуроченные к участкам выклинивания пласта – коллектора по восстанию слоев;
б – к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми; в – запечатанные асфальтом

Литологически ограниченные залежи:

а – приуроченные к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообразные);
б – к прибрежным песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров (баровые);
в – к гнездообразно залегающим песчаным коллекторам, окруженным со всех сторон слабопроницаемыми глинистыми образованиями

Залежи стратиграфического типа, связанные со стратиграфическими несогласиями:

а – в пределах локальных структур; б – на моноклиналях; в – на поверхности погребенных останцев палеорельефа;
г-на поверхности погребенных выступов кристаллических массивов

К методам графического изображения залежей относится построение карт и разрезов.

Похожая информация.

Залежью называется единичное скопление нефти и природного газа. Залежи могут быть промышленными или непромышленными в зависимости от их размеров и запасов углеводородов, содержащихся в них. Если скопление достаточно велико и рентабельно для разработки, оно называется промышленной залежью. Понятие о промышленной и непромышленной залежи весьма условное По мере развития методов и техники извлечения жидких и газообразных углеводородов из недр земли некоторые залежи, ранее считавшиеся непромышленными, могут быть переведены в разряд промышленных и введены в разработку.

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.

Нефтяная залежь представляет собой скопление жидких углеводородов в некоторой области земной коры, обусловленное причинами геологического характера. Часто нефтяная залежь имеет контакт с водяным пластом. При этом возможны два основных типа взаимного расположения. Если вода располагается ниже нефтяной залежи на всем ее протяжении, такую воду называют подошвенной. Если контакт с водой происходит в пониженных частях залежи, на ее крыльях в этом случае используется термин - контурная вода. Уровень, на котором расположена граница между нефтью и.водой, определяет положение водонефтяного контакта.

Пластовая нефть - сложная природная смесь жидких и газообразных углеводородов, содержащаяся в пласте-коллекторе в условиях пластовых давлений и температур, в зависимости от которых может находиться в виде однофазного флюида или распадаться на жидкую и газовую фазы. Газонефтяные насыщенные системы обычно образуются при давлениях насыщения, несколько больших или равных пластовым давлениям. В однофазных нефтяных недонасыщенных системах пластовые давления в разной степени превышают давления насыщения. Основные параметры пластовых нефтей: плотность (кг/м3), вязкость кинематическая (см2/с), вязкость динамическая (мПа с), давление насыщения пластовых нефтей газом (МПа), коэффициент сжимаемости нефти, коэффициент растворимости газа в нефти, газовый фактор и др. По мере снижения пластового давления при разработке нефтяных залежей изменяются свойства пластовых нефтей, что обязательно учитывается при составлении проекта разработки залежи. С уменьшением степени газонасыщенности пластовой нефти возрастают значения её вязкости, плотности, поверхностного натяжения и др. Поэтому свойства пластовой нефти исследуются по недегазированным пластовым пробам, поднятым из забоя скважины глубинными пробоотборниками, где сохранены пластовые параметры природного резервуара. Глубинная проба обрабатывается на специальной аппаратуре способами контактного и дифференциального разгазирования и подвергается различным видам анализа.

Нефтегазопроявлениями называются естественные выходы нефти и газа на поверхность в виде источников, пленок, пузырьков, а также незначительные притоки нефти (до 1 м3/сутки) и газа в скважинах при их испытании.

Основными параметрами залежей нефти и газа являются: форма, размеры, тип углеводородов, геологические и промышленные запасы, контуры нефтеносности, газоносности, абсолютные отметки газо-водяных, газо-нефтяных, водонефтяных контактов, пластовое давление, пластовая температура, плотность нефти, абсолютные дебиты в скважинах (притоки за сутки), тип коллектора по пористости, проницаемости и др.

По типу углеводородов залежи бывают газовые, нефтяные, газо-нефтяные (нефтяные с газовой шапкой), нефтегазовые (газовые с нефтяной оторочкой), газоконденсатные, нефтегазоконденсатные (газоконденсатные с нефтяной оторочкой).

Форма залежей определяется формой ловушки и резервуаров. По этому показателю различаются следующие типы залежей: пластовые сводовые, массивные сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, пластовые сводовые тектонически экранированные. Наиболее распространенными являются пластовые сводовые залежи (Рис.4), в плане они имеют округлые, овальные формы. Залежи экранированного типа имеют в разрезе линзовидные, гнездовидные (карманообразные) формы, в плане – козырьковые (заливообразные), кольцевые, полосовидные, рукавообразные (шнурковые) и сложные формы.

Размеры залежей. Показателями размеров залежей являются: длина, ширина, площадь, толщина, высота, объем. Высотой залежи называется расстояние по вертикали от водонефтяного или газонефтяного контакта до наивысшей отметки ее кровли.

Промышленные запасы нефти и газа – это количество углеводородов, находящееся в залежи. Измеряются в тоннах (для нефти) и в кубических метрах (для газа). Промышленные запасы считаются по результатам бурения поисковых и разведочных скважин. По степени изученности они подразделяются на категории: высокие (А, Б), средние (С1), низкие (С2). Количество запасов зависит от размеров залежи и коэффициента пористости коллекторов, содержащих нефть и газ. На современном уровне развития техники извлечь всю нефть, находящуюся в залежи, невозможно. Количество нефти и газа, которое может быть извлечено из залежи современными методами, называется извлекаемыми запасами. Для нефти они составляют 15-60% от промышленных запасов. Коэффициент извлечения нефти из пласта, зависит от качества коллектора и самой нефти. Для чисто газовых залежей процент извлекаемых запасов близок к 100%.

Водонефтяным контактом (ВНК) называется поверхность раздела нефти и воды в подошве залежи. Его положение (абсолютная глубина) определяется при разведочных работах бурением скважин и их испытанием. Чаще эта поверхность бывает ровной, плоской, горизонтальной. Она характеризуется соответствующей абсолютной отметкой, а при наклонном ее положении дополнительно определяется угол наклона. Иногда ВНК имеет не плоскую, а неровную, извилистую форму. Для залежей газонефтяного типа кроме ВНК определяют газонефтяной контакт (ГНК), его положение (абсолютную глубину) и контур в плане.

Внешний контур нефтеносности – это линия пересечения ВНК с кровлей залежи. Внутренний контур нефтеносности – линия пересечения ВНК с подошвой залежи. Для газовых залежей определяются внешний и внутренний контуры газоносности.

Газовая шапка – это скопление свободного газа над нефтью в залежи. Наличие свободного газа в нефтяной залежи свидетельствует о том, что давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре, т.е. нефть полностью насыщена газом. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти и газовая шапка не образуется. Параметры газовой шапки определяются отдельно в ходе разведки залежи.

Толщина продуктивного пласта залежи определяется для расчета объема залежи, она равна расстоянию по перпендикуляру от подошвы до кровли пласта. Если продуктивный пласт неоднороден по строению и содержит линзовидные включения непроницаемых пород, то определяют эффективную толщину, равную суммарной мощности проницаемых пропластков, насыщенных углеводородами. Она равна толщине пласта за исключением глинистых пропластков.

Коэффициент нефтенасыщенности – это степень насыщенности пор коллекторов нефтью. Он учитывает, что не все поры заполнены нефтью, а часть пор заполнена водой, сырая нефть всегда содержит воду. Коэффициент нефтенасыщенности в нефтяных залежах колеблется от 0,7 до 1,0, он уменьшается по мере приближения к водонефтяному контакту.

Коэффициент газонасыщенности – степень насыщенности пор коллекторов газом. Определяется для газовых залежей методом отбора и анализа проб сырого газа.

Ниже приводится классификация залежей нефти и газа по А.А.Бакирову (рис. 5.1-5.8).

Рисунок. 5.1. Сводовые залежи:

а – ненарушенные; б – нарушенные; в – структур, осложненных криптодиапиром или вулканогенными образованиями; г – соляно-купольных структур; 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

Рисунок. 5.2. Висячие залежи структур:

а – простого ненарушенного строения; б – осложненных разрывным нарушением;
в – осложненных диапиризмом или вулканическими образованиями

Рисунок. 5.3 . Тектонически экранированые залежи:

а – присбросовые; б – привзбросовые; в – структур, осложненных диапиризмом или грязевым вулканизмом;
г – соляно-купольных структур; д – поднадвиговые

Рисунок. 5.4. Приконтактные залежи:

а – с соляными штоками; б – с диапировыми ядрами или с образованиями грязевого вулканизма;
в – с вулканогенными образованиями

Рисунок. 5.5. Залежи моноклинальных структур:

а – экранированные разрывными нарушениями на моноклиналях; б – связанные с флексурными осложнениями моноклиналей;
в – связанные со структурными носами на моноклиналях

Рисунок. 5.6. Литологически экранированные залежи:

а – приуроченные к участкам выклинивания пласта – коллектора по восстанию слоев;
б – к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми; в – запечатанные асфальтом

Рисунок. 5.7. Литологически ограниченные залежи:

а – приуроченные к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообразные);
б – к прибрежным песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров (баровые);
в – к гнездообразно залегающим песчаным коллекторам, окруженным со всех сторон слабопроницаемыми глинистыми образованиями

Рисунок 5.8. Залежи стратиграфического типа, связанные со стратиграфическими несогласиями:

а – в пределах локальных структур; б – на моноклиналях; в – на поверхности погребенных останцев палеорельефа;
г-на поверхности погребенных выступов кристаллических массивов

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 нарушения)
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.