Тема1.4. ПАРАМЕТРЫ И ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА.

Наименование параметра	Значение
Тема статьи:	Тема1.4. ПАРАМЕТРЫ И ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА.
Рубрика (тематическая категория)	Геология

Под залежью нефти и газа принято понимать единичное скопление в одном или нескольких пластах-коллекторах, которые имеют единую гидродинамическую систему. В случае если скопление УВ достаточно велико и рентабельно для разработки, оно принято называть промышленной залежью нефти и газа. Следовательно, понятие ʼʼпромышленная залежьʼʼ определяется современным уровнем технологии добычи нефти, газа.

Форма и размеры залежи УВ определяются формой и размером ловушки. Основной параметр залежи- ее запасы, которые подразделяются на геологические и извлекаемые. К геологическим запасам относится всœе количество нефти, газа, находящееся в залежи в пределах рассчитанной площади (F) и c учетом других параметров. К извлекаемым запасам относится только то количество УВ, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ можно извлечь (поднять на поверхность). Извлекаемые запасы нефти составляют от15 до 80% от геологических запасов, как у нас в стране, так и за рубежом. Οʜᴎзависят от: 1) физико-химических свойств нефти; 2) свойств коллекторов; 3) методов разработки.

При сочетании благоприятных параметров, к примеру, при маловязкой нефти и высокоемких и хорошо проницаемых коллекторах можно достичь наиболее высокой отдачи пластов, в ряде случаев до 70-80%.

При этом, при сочетании худших показателœей по нефти и коллекторам, к примеру, при очень плотной высоковязкой нефти и низко проницаемых карбонатных коллекторах, извлечь более 15-20% нефти из недр практически невозможно.

Большое значение для повышения нефтедобычи имеет применение с начала разработки залежи наиболее эффективных методов воздействия на нефтяные пласты.

Количество извлеченной нефти по отношению к геологическим запасам выражается через коэффициент нефтеотдачи Кн:

Извлекаемые запасы, (т) , -геологические запасы, (т).

Коэффициент нефтеотдачи выражается в процентах или долях единицы. Пределы измерения , как и извлекаемых запасов, составляют от 15 до 80% (0,15-0,8).

Обычно в карбонатных коллекторах колеблется от 0,15 до 0,3; а в терригенных- 0,4-0,5, реже 0,6-0,8. Средняя величина в современных условиях составляет около 0,4-0,45.

Следовательно, более 50% разведанных запасов нефти в базовых нефтедобывающих странах остается в недрах неизвлеченными. В связи с этим, перед нефтегазовой промышленностью стоит большая проблема, связанная с наибольшим извлечения нефти из недр.
Размещено на реф.рф
Особенно остро эта проблема стоит в тех регионах, где выявлены значительные по геологическим запасам местоскопления нефти, сложенные мощными толщами слабопроницаемых карбонатных коллекторов, а также залежи плотной вязкой нефти. Вместе с тем, большие трудности доставляет извлечение легкой, но высокопарафинистой нефти, что снижает нефтеотдачу пластов. Важно заметить, что для снижения вязкости нефти и растворения парафина крайне важно применение теплоносителœей (горячей воды, пара и др.), что технически и экономически в большинстве регионов нашей страны считается неоправданным и практически в широких масштабах не применяется.

В отношении чисто газовых залежей коэффициент газоотдачи может достигать 70-80%, а в отдельных случаях еще выше.

Под местоскоплением нефти и газа понимают совокупность залежей (реже одна залежь), приуроченных к одной или нескольким ловушкам, находящихся в пределах одной локальной площади. На рис. 4. Приведено строение 2-х местоскоплений нефти и газа, связанных с одной (а) и несколькими (б) ловушками.

При расчете контуров залежи нефти и газа по результатам разведки обязательно выполняются геологические построения: структурные карты и геологические профили. Обычно на разведочной площади бурят ряд скважин по профильной системе, затем строят геологические профили, на которые наносят результаты опробывания продуктивных пластов. По геологическим профилям строят структурную карту, на которой показывают контуры нефтеносности и газоносности. В обычных условиях поверхности, отделяющие нефть от воды, газ от нефти или газ от воды, являются практически горизонтальными (на одних абсолютных отметках). По этой причине, контуры нефтеносности и газоносности проводят в соответствии с конфигурацией изогипс пласта. На рисунке 5 приведен геологический профиль через нефтяную залежь, структурная карта нефтяного пласта͵ а также методика построения структурной карты и определœение контуров нефтегазовой залежи.

Поверхность, разделяющая нефть и воду (газ и нефть, газ и воду), принято называть подошвой нефтяной (нефтегазовой, газовой) залежи или поверхностью водонефтяного(газонефтяного, газоводяного) раздела (контакта) –ВНК, ГНК, ГВК.

Рис. 4. Местоскопления нефти и газа.

Линия пересечения поверхности ВНК скровлей пласта принято называть внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности ВНК с подошвой пласта принято называть внутренним контуром нефтеносности, который выделяется для залежи в пластовом резервуаре. В массивном резервуаре внутренний контур нефтеносности отсутствует.

Высотой залежи (Н) принято называть кратчайшее расстояние от подошвы залежи ло ее наивысшей точки. В случае структурной ловушки- антиклинали или купола- наивысшая точка находится в своде в месте перегиба складки. Высота залежи в пластовом резервуаре на антиклинали больше толщины пласта (h) , ав случае массивного резервуара,наоборот, т.к. нередко в мощной коллекторской толще, к примеру, карбонатном массиве, нефтяная залежь содержится в верхней части массива под покрышкой H h /

Рис. 5. Нефтегазовая залежь в профиле и плане.

Длина, ширина и площадь залежи (F) ᴛ.ᴇ. ее размеры определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности).

Для расчета запасов нефти нужно знать не общую мощность продуктивного пласта͵ а эффективную нефтенасыщенную мощность, которая определяется какк средневзвешенная по площади залежи (с учетом этого параьетра по скважинам) суммарная мощность хорошо проницаемых пропластков пласта. Эта величина определяется по данным промысловой геофизики, ᴛ.ᴇ. геофизических исследований скважин (ГИС).

Скопление свободного газа над нефтью в нефтегазовой залежи принято называть газовой шапкой (ГШ), которая образуется в том случае, когда давление в залежи равно давлению насыщения ), нефти газом при данной температуре. В случае если пластовое давление(, то весь газ растворяется в нефти, а если , то образуется ГШ.

Степень заполнения пор нефтью (газом) принято называть нефтенасыщенностью и измеряется в процентах или долях единицы. Часто коэффициэнт нефтенасыщенности составляет 70-90% (0,Ю7-0,9). Следовательно в пластах в поровом пространстве может заключаться 70-90% нефти и газа, а остальное пространство заполнено остаточной (связанной) водой, ᴛ.ᴇ. остаточной водой после образования породы, которая обычно бывает связана с породой и является неподвижной.

Для расчета запасов УВ в залежах используют и другие параметры, которые вместе с формулами расчета рассмотрены ниже.

В некоторых случаях в земных условиях при заметном движении воды в продуктивном пласте образуется наклонный ВНК. Он смещается в направлении движения воды. В этом случае контур нефтеносности будет пересекать изогипсы продуктивного пласта.

В ряде случаев в результате действия микроорганизмов на контакте вода- нефть переходная зона нефти в подошве залежи разрушается и поверхность ВНК приобретает волнистый характер.

Коэффициент заполнения ловушки показывает отношение высоты нефтяной (нефтегазовой или газовой) залежи к амплитуде структурной ловушки (локального поднятия). - соответствуетполному заполнению ловушки (100%), а при ловушка заполнена УВ лишь наполовину (50%). В последнем случае количества УВ, поступивших в ловушку, было недостаточно для заполнения всœей емкости ловушки.

По генезису ловушек типы залежей подразделяются на несколько классов: структурный, литологический, стратиграфический, рифогенный, смешанный (комбинированный).

Наиболее распространенный в земной коре залежи структурного класса, приурочены к антиклиналям, среди которых выделяются: сводовые, висячие, тектонически-экранированные, блоковые и приконтактные.

Нефть и газ в сводовых залежах обнаруживаются в самых приподнятых частях ловушек. В плане (на структурной основе) форма таких залежей, как правило, овальная или округлая и соответствует форме ловушки.

На рисунках представлены сводовая нефтегазовая залежь на антиклинали простого строения (без нарушений) и сводовая нефтяная залежь, связанная с куполом, нарушенным сбросом, а также сводовые залежи, различающиеся по фазовому состоянию (однофазовые и двухфазовые).

Висячие залежи нефти образуются в районах, где наблюдаются наибольшие напоры пластовых вод (складчатые области и предгорные прогибы). Принципиальная схема висячей залежи приведена на рисунке 7.

Тектонически-экранированные залежи УВ образуются в различных частях структур, где происходит экранирование залежи тектоническим нарушением (см. рисунок).

Блоковые залежи встречаются в тектонически активных районах, характеризуются амплитудой смещения по вертикали по нарушениям, превышающей мощность продуктивного пласта.

Тема1.4. ПАРАМЕТРЫ И ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА. - понятие и виды. Классификация и особенности категории "Тема1.4. ПАРАМЕТРЫ И ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА." 2017, 2018.

06.08.2016

Как мы уже говорили, в основу приведенной выше классификации залежей была положена генетическая связь залежей с ловушками нефти и газа. Естественно, что эта генетическая связь прослеживается и при образовании месторождений нефти и газа: ловушки → залежи нефти и газа → месторождения.
Месторождение нефти и(или) газа - участок земной коры, заключающий обособленную совокупность залежей (одиночную залежь) нефти или газа в ловушках (ловушке), формирование которых обусловлено генезисом и геологическим строением этого участка (В.Б. Оленин). А.А. Бакиров все месторождения нефти и газа подразделил на пять типов: структурный, рифогенный, литологический, стратиграфический и литолого-стратиграфический, а затем каждый из них подразделил на группы и подгруппы (табл. 12.8).

Давайте посмотрим геологическое строение некоторых типов месторождений нефти и газа. Начнем с самого начала таблицы.
Месторождения антиклинальных структур простого, ненарушенного строения. Ловушками для них служат антиклинали простого строения, характеризующиеся соответствием структурных планов стратиграфических подразделений, принимающих участие в их строении.
Ниже приведены примеры геологического строения некоторых типичных для этой группы месторождений. Для того чтобы было легче разобраться, для ряда из них кроме геологического разреза приведены структурные карты.
На рис. 12.1 приведена структурная карта и геологический разрез Poмашкинского месторождения.
Месторождение Ромашкино расположено на южной вершине Татарского свода в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Залежи нефти здесь в основном приурочены к терригенной толще девона и, в меньшей степени, нижнего карбона. Основная нефтяная залежь расположена на глубине 1100 м. Каждая залежь имеет свой водонефтяной контакт, который расположен горизонтально. Это можно проследить на структурной карте: водонефтяной контакт повторяет изогипсы кровли продуктивных пластов. По запасам Ромашкинское месторождение относится к разряду гигантских. Введено в разработку в 1949 г. Эксплуатируется до сих пор.
К антиклинальной структуре простого ненарушенного строения приурочено и уникальное Уренгойское газоконденсатное месторождение рис. 12.2.

Достаточно часто в практике поисково-разведочных работ встречаются месторождения, приуроченные к антиклиналям, в которых наблюдается несоответствие структурных планов различных стратиграфических подразделений. Эти несоответствия могут выражаться либо смещением сводовых частей в различных литолого-стратиграфических комплексах, слагающих структуру, либо существенным различием строения структурных этажей. Месторождения такого строения характерны как для платформенных территорий, так и переходных и складчатых областей.
Интересным примером ловушек со смещением сводовых частей являются некоторые структуры Жигулевского свода в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, как, например, расположенные рядом нефтяные месторождения Жигулевское и Стрельный овраг (рис. 12.3).
Из рис. 12.3 отчетливо видно, что для этих месторождений характерно несовпадение структурных поверхностей литолого-стратиграфических комплексов, содержащих залежи нефти и газа. А теперь, внимание. В пределах месторождения Стрельный овраг на месте сводовой части структуры по кровле пласта Б2 (нижний карбон), находится далекое погружение восточной периклинали соседней Жигулевской структуры по кровле пашийских отложений (девон). В соответствии с этим на структуре Стрельный Овраг в пашийских отложениях нефти нет, продуктивен пласт Б2 (нижний карбон), а на Жигулевской структуре нефтеносны как нижнекаменноутольные, так и пашийские (девон) отложения.

Широко распространены также месторождения, приуроченные к структурам с существенными различиями в строении отдельных структурных этажей. Так, например, к таким группам месторождений приурочены значительные ресурсы нефти Юго-Западного Ирана и Северного Ирака (Месопотамская предгорная впадина). Многие из выявленных структур в этом регионе характеризуются существенным различием строения фарсидских отложений (миоцен) и знаменитой толщи известняков Асмари (нижний миоцен - верхний олигоцен), являющихся регионально-продуктивными отложениями. Фарсидские отложения сильно и дисгармонично дислоцированы из-за наличия в их разрезе мощной толщи пластичных гипс-ангидритовых и соленосных отложений нижнего фарса. Эта сложно дислоцированная толща почти повсеместно маскирует строение подстилающей ее известняковую толщу свиты Асмари, в которой широко развиты крупные антиклинальные складки простого строения (рис. 12.4).
Следующий тип - это месторождения, приуроченные к антиклиналям, осложненным разрывными дислокациями. Такие месторождения широко распространены в складчатых и переходных областях. Однако они не являются исключением и для платформенных территорий. В качестве примера приведем геологическое строение Каражанбасского нефтяного месторождения (рис. 12.5).

Каражанбасское нефтяное месторождение расположено в Прикапийской нефтегазоносной провинции в пределах Северо-Бузачинскоого свода. Месторождение приурочено к крупной брахиантиклинальной складке, осложненной тектоническими нарушениями. Размер структуры 30х6 км. Амплитуда 180 м. Залежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные. Нефтегазоносны среднеюрские и нижнемеловые отложения. Коллекторами служат песчано-алевритовые породы.
Месторождения, приуроченные к антиклиналям, осложненным соляной тектоникой , широко распространены в пределах территорий, где в разрезе осадочного чехла имеются достаточно мощные соленосные толщи, как например, в Южно-Эмбенской нефтегазоносной области, расположенной в пределах Прикаспийской впадины (месторождения Макат, Косчагыл, Байчунас и др.), в Припятском прогибе, в Днепрово-Донецкой впадине, Предкарпатском прогибе (месторождение Морени и др.), Примексиканской впадине (месторождение Барбес-Хилл и др., США) и многих других территорий (рис. 12.6).

Приведем еще один пример геологического строения месторождений, приуроченных к антиклиналям, осложненным соляной тектоникой. Этот пример интересен тем, что иногда на одном месторождении встречаются залежи разных типов, как на месторождении Косчагыл (рис. 12.7, в).
Месторождения, приуроченные к антиклиналям, осложненным диапиризмом или грязевым вулканизмом распространены в различных регионах, в частности в нефтегазоносных областях Западной Туркмении, Азербайджана, Румынии, США и других территориях.
Для месторождений этой группы характерно наличие сводовых залежей над погребенным диапировым ядром или грязевым вулканом, а также приконтактные залежи, связанные с образованиями грязевого вулкана или диапировым ядром. Кроме этого в пределах одного месторождения могут быть тектонически экранированные, а также некоторые виды литологических и стратиграфических залежей (рис. 12.8, 12.9).

Анастасиевско-Троицкое месторождение расположено в Азово-Кубанской нефтегазоносной области в пределах Западно-Кубанского прогиба. Антиклинальная складка осложнена двумя одноименными куполами. На Анастасиевском поднятии зафиксировано диапировое ядро майкопских глин, доходящее до верхнеплиоценовых отложений. С ядром контактируют скопления нефти и газа. В разрезе месторождения выявлено девять продуктивных горизонтов. Из них Ia, II и III - газовые (Анастасиевская площадь), IV и V - газонефтяные и VI, VIa и VII - нефтяные.
Основная газонефтяная залежь приурочена к VI горизонту миотического возраста и является общей для обеих площадей. Глубина залегания этого горизонта - 1350-1550 м. Особенностью этой залежи является то, что в ней содержится большая газовая шапка, высотой более 100 м.
По типу газонефтяная залежь является пластовой сводовой. Остальные залежи преимущественно литологического типа, так как они связаны с выклиниванием песчаных пластов.
Нам осталось показать геологический разрез месторождения, приуроченного к антиклинали, осложненной грязевым вулканизмом. В качестве примера мы выбрали месторождение Нефтяные Камни (Азербайджан) (рис. 12.10).

Месторождение Нефтяные Камни расположено в акватории Каспийского моря. Продуктивная толща здесь разбита рядом разрывных нарушений. Нефтегазоносность выявлена на глубинах от 260 до 1590 м, где имеется 22 нефтегазоносных горизонта, приуроченные практически ко всем свитам продуктивной толщи. Тектонические нарушения разбивают месторождение на три основных участка, отличающиеся друг от друга особенностями нефтегазоносности. На юго-западном поле нефтегазоносности продуктивны все свиты нижнего отдела продуктивной толщи. На северо-восточном крыле - отложения от сураханской до калинской свиты, а на своде структуры - нефтегазоносны только пласты калинской свиты.
Месторождения, связанные с антиклиналями, осложненными вулканогенными образованиями. Месторождения такого типа встречаются достаточно редко, хотя это можно объяснить и тем, что открытие подобных месторождений чаще всего являлось как бы побочным продуктом при поисках и разведке нефти и газа. Только в последнее время, как мы уже говорили, с широким использованием в нефтегазопоисковой геологии теории литосферных плит, начались целенаправленные поиски скоплений углеводородов в выветреловых частях серпентинитов и погребенных выступах фундамента (Мексика, США, Куба и др.).
В качестве примера представим геологический разрез месторождения Литтон-Спрингс (США) и очень наглядную схему ловушек, связанных с погребенными выступами рельефа (рис. 12.11, 12.12).
Месторождения, связанные с моноклиналями. Месторождения этой группы обычно приурочены к различным структурным осложнениям -флексурам, структурным носам и нарушениям (рис. 12.13, 12.14).

Соколовское газоконденсатное месторождение расположено в Восточно-Кубанском прогибе. Содержит гидродинамическую залежь в песчаном пласте I альбского возраста, приуроченного к структурному носу. Продуктивны только скважины, пробуренные в средней, относительно погруженной части структурного носа. На гипсометрически более приподнятом блоке пласт оказался водоносным. Поверхность раздела газ - вода имеет сложную форму, выпуклую в сторону подошвы пласта с общим наклоном в сторону направления регионального движения пластовых вод.
Посмотрим еще один пример строения Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения. Оно расположено в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции в пределах юго-западного погружения Непского свода в районе моноклинального залегания пород (см. рис. 12.14).
Месторождения рифогенного типа. Ловушками для них служат рифовые массивы. Как правило, наиболее благоприятное сочетание условий для образования рифогенных построек создается в краевых частях платформ в зонах сочленения их с предгорными впадинами (З.А. Табасаранский). В этих территориях известны крупные зоны нефтегазонакопления, как например, в Предуральской нефтегазоносной провинции, в нефтегазоносной области Тампико-Тукспан, расположенной в юго-западной краевой части Примексиканской впадины, во впадине Альберта (Канада) и др. территориях. Приведем два примера. Один из них - это Столяровское месторождение, приуроченное к одиночному рифу (рис. 12.15) и месторождение Рейнбоу, приуроченное к группе рифовых построек (рис. 12.16).

Месторождение Рейнбоу расположено во впадине Альберта и приурочено к меридиональной цепочке среднедевонских рифов. Размеры зоны рифовых тел 180x30 км. Залежи в биогермных выступах массивные. Запасы нефти составляют более 40 млн т.
Месторождения литологического типа. Здесь выделяется шесть групп месторождений. Первая группа - месторождения, связанные с участками выклинивания пласта-коллектора по восстанию слоев.
Литологическая изменчивость пластов-коллекторов, чаще всего наблюдается на склонах платформенных впадин и сводовых поднятий, на склонах краевых впадин, на платформенных бортах предгорных впадин, а также в складчатых областях, в особенности в бортовых частях межгорных впадин. В связи с этим, месторождения подобного типа широко распространены практически во всех нефтегазоносных областях. Типичным примером такой группы месторождений может служить Ходыженское месторождение (рис. 12.17).
Ходыженское нефтяное месторождение расположено в пределах Западно-Кубанского прогиба. В нем содержатся три промышленные залежи нефти. Продуктивными являются майкопские песчаные отложения, мощность которых закономерно уменьшается по восстанию оси и в обе строны от нее, что приводит к их полному выклиниванию и формированию месторождения. Для всех залежей характерно отсутствие газовых шапок, что объясняется близостью головных частей залежей к дневной поверхности и, вероятно, диффузионными процессами.

Месторождения, приуроченные к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми. Одним из многочисленных примеров месторождения, приуроченного к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми, может служить одно из крупнейших газовых месторождений США - Панхэндл-Хьюготон, расположенное на границе штатов Оклахома и Техас (рис. 12.18).
Месторождение Панхэндл-Хьюготон приурочено к сложно построенной ловушке. Восточная ее часть (Панхэндл) представляет пологую антиклиналь, сложенную породами каменноугольного и пермского возраста, преуроченную к гранитному выступу фундамента. Северная часть (Хьюго-тон) представлена пологой моноклиналью, с углом наклона в меридиональном направлении 1-2°. На площади Панхэндл залежь газа связана с зоной выветрелого гранита, доломитизированными известняками верхнекаменноугольного возраста и пермскими доломитами. На площади газонасыщены доломиты, глинистые и оолитовые известняки нижнепермского возраста. Обе площади имеют единый газоводяной контакт.
Месторождения, приуроченные к песчаным образованием русел палеорек. По мнению многих исследователей наиболее благоприятными условиями для нефтегазонакопления этой группы месторождений являются устьевые части палеорек, располагающиеся в прибрежных зонах палеоморей, то есть палеодельты.
Помните, еще во введении мы рассказывали о том, что И.М. Губкин еще в 1911 г. впервые изучил особенности формирования скоплений углеводородов этого типа, что позволило ему выявить крупную зону нефтегазонакопления, приуроченную к линии выклинивания, имеющую сложные очертания русел крупных палеорек, впадавших когда-то в майкопское море.

Месторождения с руковообразными залежами распространены достаточно широко. Они выявлены также в Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции (месторождение Войвожское и др.). В США подобные месторождения называют «шнурковыми». Примеры строения подобных месторождений приведены на рис. 12.19.
В верхней части рис. 12.19, б изображен геологический профиль седиментационного бассейна Паудер Ривер (Монтана, США), на котором показано нефтяное месторождение Белл-Крик, приурочненное к русловым и баровым пескам, играющих роль резервуаров (разрезы приведены внизу рисунка).
Залежь гигантского нефтяного месторождения Белл-Крик приурочнена к нижнемеловым отложениям и в тектоническом отношении контролируется лишь региональным падением пластов. Ловушка сформировалась в зоне соприкосновения литоральных морских баров и дельтовой системы с русловыми песками руковов.
Геологические профили через такие русловые и баровые пески в глинистых отложениях отмечены стрелками.
Месторождения, приуроченные к песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров. Такие месторождения известны во многих нефтегазоносных областях США. Так, например, на территории штата Канзас и Оклахома открыто месторождение Бербанк, расположенное на западном склоне выступа Озарк. Оно приурочено к песчаным пластам свиты Чероки (каменноугольные отложения), которые полого (под углом около 1°) погружаются в западном направлении. На региональном моноклинальном фоне в пенсильванских отложениях карбона залегают вытянутые песчаные линзы, представляющие собой типичные прибрежные валоподобные образования (бары) палеоморя, существовавшего в пенсильванскую эпоху.

В мичиганской впадине обнаружены месторождения Сикс-Лейкс-Брухильд, Вернон-Остини и другие, приуроченные к так называемым «блуждающим» пескам свиты Мичиган (миссисипский отдел карбона). Эти пески являются образованиями прибрежных валов, сформировавшихся на подводных отмелях трангрессировавшего в нижнекаменноугольный период моря.
В качестве примера приведем месторождение Гей-Спенсер-Ричардсон, расположенное в Предаппалачской впадине. Скопление нефти приурочено к песчаным образованиям свиты Берна (миссисипский отдел карбона), представляющими собой ископаемый песчаный береговой вал, протяженностью более 90 км и шириной от 1 до 3,5 км (рис. 12.20).
На рисунке хорошо видно, как пробуренные нефтяные скважины повторяют контуры палеореки.
Месторождения, приуроченные к линзообразно залегающим пластам-коллекторам. Такие месторождения приурочены к песчаным линзам, расположенным в практически непроницаемых породах. Они встречаются в различных регионах мира, например в пашийских отложениях Нижне- и Верхнеомринской площадях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, на Орьебашской, Чекмагушской и Султанбекской площадях Башкирии, месторождение Гездек в Азербайджане и др. Впервые они были открыты в США. Так, например, месторождение Осейдж в штате Вайоминг приурочено к песчаной линзе внутри мощной толщи глинистых сланцев, залегающих моноклинально. В качестве примера приведем структурную карту линзовидной залежи нефти месторождения Гездек в Азербайджане (рис. 12.21).
Месторождения стратиграфического типа. Этот класс месторождений подразделяется на три группы, приуроченные к участкам несогласного перекрытия пластов-коллекторов породами-покрышками в пределах локальных антиклинальных структур, на моноклиналях эродированной поверхности палеорельефа в результате перерыва в осадконакоплении, то есть они связаны со стратиграфическим несогласием.
Такие месторождения встречаются в пределах антиклинальных структур или на моноклиналях, а также на эродированной поверхности погребенных останцев палеорельефа и приурочены к коллекторам, залегающим стратиграфически ниже поверхности несогласия.

Перерывы в осадконакоплении случались достаточно часто в истории геологического развития территорий. Поэтому они не редкость в складчатых, преходных и в платформенных территориях и, соответственно, месторождения углеводородов встречаются во всех нефтегазоносных провинциях мира.
В Волго-Уральской нефтегазоносной провинции нефтяные залежи достаточно широко развиты в песчаных горизонтах До пашийской свиты девона на Туймазинской и Серафимовской площадях, где эти залежи приурочены к головным частям прослоев, выклинивающихся по восстанию пластов и несогласно перекрытых так называемым «верхним известняком».
В Западной Сибири скопления нефти стратиграфического типа обнаружены в нижнемеловых отложениях на Соснинской структуре, в юрских породах - на Мульминской площади, в низах тарской свиты - на Усть-Балыкском месторождении и в других районах.
В Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции месторождения этого типа известны на Западно-Тэбукской, Нижнеомринской и многих других площадях.
За рубежом месторождения подобного типа встречаются в нефтегазоносных провинциях США, Канады, Алжира и других стран.
Рассмотрим геологический разрез одного из нефтяных месторождений подобного типа в США - Оклахома-Сити (рис. 12.22).
В месторождении Оклахома-Сити залежи нефти и газа расположены в головных частях песчаных горизонтов Уилкокс и Симпсон ордовикского возраста, которые со стратиграфическим несогласием перекрыты слабопроницаемыми отложениями каменноугольной системы.
В геологическом прошлом на этом месте была антиклинальная структура, купол которой впоследствии был размыт и затем перекрыт более молодыми образованиями.
В первой части этой книги мы привели результаты геохимических исследований нефтей Алжирской Сахары. Поэтому в качестве примера приведем геологический разрез некоторых месторождений этого региона, приуроченных к поверхности стратиграфического несогласия, тем более, что антиклинальные складки здесь не подвергались столь значительной эрозии, как в предыдущем примере (рис. 12.23).
Месторождения литолого-стратиграфического типа. Природа многообразна, и поэтому достаточно часто встречаются нефтяные и газовые месторождения, в формировании ловушек, к которым они приурочены, приняли участие два фактора: стратиграфический и литологический. Поэтому они несут в себе признаки как одного, так и другого фактора. В качестве примера литолого-стратиграфического типа месторождений может служить одно из крупнейших газовых месторождений США Монро (штат Луизиана, США).
Общая площадь распространения этого месторождения составляет 900 км. Основные продуктивные горизонты приурочены к песчаникам позднемелового возраста (свиты Тейлор и Наварро).
Продуктивные горизонты выклиниваются по восстанию пластов на склоне погребенного поднятия и несогласно перекрываются и запечатываются толщей глин и глинистых сланцев свиты Мидуэй (рис. 12.24).

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.

Если на пути движущегося по природному резервуару флюи­да встречается преграда (какой-либо экран или барьер), то начи­нается формирование скопления УВ - залежи, которая занимает определенную часть геологического пространства и является пер­вым (низшим) членом системы нефтегеологического районирова­ния. В качестве простейшего элемента районирования по генети­ческому принципу В.Б. Оленин рассматривал минимальный по размеру участок земной коры, который при этом в силу структур­но-генетической характеристики способен заключать единичную залежь нефти и(или) газа. Большинство отечественных исследо­вателей называют такие участки «ловушками». Ловушка, содержа­щая залежь УВ, является простейшим элементом системы нефте­геологического районирования.

Понятие «ловушка» использовали многие отечественные и зару­бежные ученые (А.А. Бакиров, И.О. Брод, Н.Б. Вассоевич, В.Г. Виль­сон, Н.А. Еремеко, М.К. Калинко, А.И. Леворсен, К.К. Лэйндс и др.). По И.О. Броду, под ловушкой понимается часть природно­го резервуара, в которой создаются условия для улавливания флюидов и формирования нефтегазового скопления, в ней уста­навливается относительное равновесие подвижных веществ. На­личие ловушки - первое условие формирования залежи

Определение ловушки у разных авторов несколько отличает­ся. В.Б. Оленин полагал, что ловушки без наличия в них флюи­дов нельзя уверенно называть ловушками, что только присут­ствие скопления флюидов - залежи определяет ее как таковую. Он дал следующее определение: «Ловушка, в которой присутству­ет залежь нефти и/или газа, представляет собой участок недр, со­стоящий из коллекторов и примыкающих гаюхопроницаемых от­ложений, способный аккумулировать углеводороды в своей кол-лекторской части и заключающий в ее пределах залежь нефти и/или газа». Бывают случаи, когда ловушка возникает вместе с залежью благодаря возникновению коллекторских свойств пород одновременно с нефтеобразованием.

Участки недр, предположительно обладающие указанными свойствами ловушки, но в которых залежи нефти и(или) газа еще не обнаружены, являются возможными нефтегазоносными ловуш-

ками. Каждая ловушка характеризуется суммарным объемом пус­тот коллекторов, который может быть заполнен нефтью или газом. Размер ловушек характеризуется высотой и площадью, которая из­меняется от долей до десятков квадратных километров, а может достигать и гораздо больших (на порядок или два) величин.

В.В. Семенович определяет ловушку как часть природного резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, вызывающими перемещение флюидов (воды, нефти и свободного газа) в породах и препятствующими ему силами. Основные при­чины перемещения - разность давлений и гравитационное всплывания нефти и газа в воде. Противодействие перемещению флюидов оказывает покрышка, экран (в широком смысле флюи-доупор), которым чаше всего являются непроницаемые породы; экран также может создаваться напором воды, разницей давле­ний и др.

Залежь - это скопление углеводородов в ловушке, все части которого гидродинамически связаны. В залежах разделение флю­идов происходит по гравитационному признаку, и если присут­ствуют нефть и газ, то залежь разделяется на газовую и нефтяную части. Залежи в основном подстилаются подошвенной водой. Со­ответственно выделяются и границы раздела: водонефтяной кон­такт (ВНК), газонефтяной контакт (ГНК), газоводяной контакт (ГВК). Пример изображения залежи в плане показан на рис. 7.1. Контакт не представляет собой ровную поверхность, нередко вы­деляется переходная зона, в более крупных каналах которой на­ходится нефть, а более мелкие заполнены водой.

Необходимым условием возникновения залежи является на­личие замкнутого субгоризонтального контура (граница ловуш­ки). Определение этого понятия дано И.О. Бродом и Н.А. Ере­менко. Замкнутый контур рассматривается как линия, ограни­чивающая в плане максимальную возможную площадь залежи. Замкнутый контур представляет собой границу, ниже которой углеводороды не могут удержаться (например, обратный изгиб пласта - «замок»). В вертикальном разрезе замкнутый контур со­ответствует точке пересечения поверхности ловушки (точнее, природного резервуара) и наиболее низкого возможного положе­ния нефте- (или) газоводяного контакта при максимальном за­полнении ловушки (иногда называют выклиниванием или «нуле­вой изопахитой» залежи). Залежь нефти и(или) газа может рас­пространяться во всем объеме резервуара внутри замкнутого кон­тура (см. рис. 7.1) или занимать часть его.

Пример изображения более сложных залежей в антиклиналь­ной ловушке, разбитой на блоки, показан на рис. 7.2. Замкнутые контуры образуются также при пересечении плоской экранирую­щей поверхностью моноклинали с каким-нибудь структурным

осложнением (структурным носом) или если на пути монокли­нально залегающего пластового резервуара возникает экран с изогнутой поверхностью.

Залежи нефти и газа типизируются и классифицируются по разным признакам. Так, по составу флюидов залежи делятся на чисто нефтяные, нефтяные с газовой шапкой, нефтегазовые, газо­вые с нефтяной оторочкой, газоконденсатные, газоконденсатно-нефтяные, чисто газовые и др.

В зависимости от объема нефти и газа, характера насыщения пласта-коллектора, географического положения, глубины необхо­димого для добычи флюидов бурения и других показателей, по которым оценивается рентабельность разработки, залежи подраз­деляются на промышленные и непромышленные.

Наиболее распространенными являются классификации по типу ловушек, многообразие генетических и морфологических типов которых предопределило обилие типов и классов залежей нефти и газа.

Одна из первых подробных характеристик ловушек в России была опубликована И.М. Губкиным. Классификации ловушек, или залежей нефти и газа, заключенных в ловушках различного типа, составлены многими отечественными и зарубежными иссле­дователями (М.В. Абрамович, А.Г. Алексин, А.А Бакиров. И.О. Брод, Н.Б. Вассоевич, И.В. Высоцкий, Г.А. Габриэлянц, М.А. Жданов, НА Еременко, В.М. Завьялов, АЯ. Креме, М.Ф. Мирчинк, В.Я. Рат-нер, А.М. Серегин, Г.А. Хельквист, Н.Ю. Успенская, В.Е. Хаин, М.М. Чарыгин, Ю.М. Васильев, Л.В. Каламкаров, В.Б. Вильсон, А.И. Леворсен, В.Л. Рассел, К.В. Сандерс, В.Б. Херой, К. Хилд и др.).

Наиболее широкое распространение получила классифика­ция ловушек И.О. Брода, в которой в качестве главного признака используется тип природного резервуара. В соответствии с тремя типами природных резервуаров в ней выделяются три основные группы залежей: 1) пластовые, 2) массивные и 3) залежи, литоло-гически ограниченные со всех сторон.

И.О. Брод подчеркивал, что именно по типу природного ре­зервуара, определяющего условия перемещения и дифференциа­ции флюидов, должны выделяться основные группы залежей. Отличительная черта первых двух групп состоит в том, что они образуются в природных резервуарах, имеющих региональное распространение и насыщенных водой на всем их протяжении. Вода заполняет подавляющую часть резервуара и ограничивает залежь нефти и(или) газа, занимающих незначительную часть природного резервуара - ловушку, т.е. вода в этом случае явля­ется ведущим фактором, формирующим залежь. В третьей группе залежей- литологически ограниченных - резервуар со всех сто­рон ограничен непроницаемыми породами, в которых не проис­ходит циркуляции вод и вода может только подстилать залежь в резервуаре, но при этом не создает напор.

1. Группа пластовых залежей согласно условиям формирова­ния ловушки подразделяется на две подгруппы: сводовых (пласто-во-сводовых) залежей и подгруппа залежей экранирования (пласто-во-экранированных) (рис. 7.3, а-д, л, м).

Пластово-сводовые залежи приурочены к ловушкам, пред­ставляющим собой антиклинальный изгиб пласта-резервуара. Формирование таких залежей происходит в результате движения флюидов по пластовому резервуару, ограниченному непроницае­мыми породами в кровле и подошве пласта. Такие залежи рас­пространены очень широко как в платформенных, так и в склад­чатых областях. Они часто бывают разбиты разрывами на блоки (см. рис. 7.2).

Вторая подгруппа - пластово-экранированные залежи, фор­мирование которых может происходить только после того, как Пластовым резервуар был срезан экраном, препятствующим дви-

жению флюидов вверх по восстанию пласта. Экраны могут пред­ставлять собой поверхности тектонических нарушений, стра­тиграфических несогласий и

литологических замещений. В зависи­мости от характера экрана выделяются залежи трех видов экраниро­вания: тектонически экранированные, стратиграфически экраниро­ванные и литологически экранированные (см. рис. 7.3, б, в, г, д).

Тектонически экранированные (дизъюнктивно экранирован­ные) залежи формируются в том случае, если в результате дизъ­юнктивных дислокаций моноклинально залегающий пластовый резервуар приходит в соприкосновение с непроницаемыми поро­дами (см. рис. 7.3, б). По генетической природе экраны могут быть сбросами, взбросами, надвигами и сдвигами. Разрывы явля­ются также и путями миграции флюидов, один и тот же разрыв в разное время может выполнять разные функции - быть проводя­щим каналам в эпоху растяжения и быть экраном при сжатии. Тектонически экранированные залежи присутствуют как в плат­форменных, так и складчатых областях, но в последних они рас­пространены значительно шире. Тектонические нарушения часто разбивают пластово-сводовые залежи. Некоторые исследователи называют подобные комбинированные залежи - пластово-сводо­вые тектонически экранированные (см. рис. 7.3, л). Примеры мес­торождений таких залежей приведены на рис. 7.4, в, г. Сложно по­строенные тектонически экранированные залежи характерны для краевых прогибов. На рис 7.5 приведен схематический разрез Бо-риславского месторождения нефти и газа Предкарпатского проги­ба. Тектоническими экранами являются поверхности пологих над­вигов, характерных для складчатых бортов краевых прогибов. Экранирование соляным штоком рассмотрено И.О. Бродом как частный случай тектонического экранирования, характерный для солянокупольных районов платформенных областей (см. рис. 7.3, в); экранирование жерлом грязевого вулкана (рис. 7.6) также явля­ется разновидностью тектонического экранирования, распростра­ненной в складчатых областях с грязевулканической деятельнос­тью. В.Б. Оленин выделяет два последних случая в качестве самос­тоятельных видов в группе ловушек экранирования.

Стратиграфически экранированные залежи приурочены к ло­вушкам, формирование которых связано с несогласным перекры­тием одной серии пластов плохопроницаемыми породами более молодой серии, т.е. породы пластового резервуара по поверх­ности несогласия контактируют с непроницаемой покрышкой (см. рис. 7.3, г). Обычно залежи формируются в ловушках стра­тиграфического экранирования в случае углового несогласия между контактирующими толщами. В подобных ловушках при приближении к поверхности несогласия, как правило, наблюда­ется улучшение коллекторских свойств природного резервуара,

обусловленное влиянием эрозии в период отсутствия осадкона-копления. Иногда в таких ловушках наблюдается обратная зави­симость - ухудшение коллекторских свойств при приближении к поверхности несогласия в результате заполнения пустот верхней части ловушки минеральным веществом, выпавшим из циркули­ровавших здесь вод. Залежи нефти и газа, экранированные или запечатанные асфальтом, по мнению И.О. Брода, также относят­ся к этому виду залежей, поскольку они сохранились благодаря асфальтовой пробке, образовавшейся вследствие окисления неф­ти в период подъема и эрозии. По времени же формирова­ния они различны. Обычные стратиграфически экранированные ловушки и залежи формируются после перекрытия пласта кол­лектора несогласно залегающей непроницаемой толшей, в то вре­мя как запечатывание асфальтом происходит в период эрозии, т.е. залежь к моменту формирования несогласия, видимо, уже су­ществовала. Залежи, связанные с запечатыванием асфальтом, В.Б. Оленин также выделил в самостоятельный вид в группе ло­вушек экранирования.

Цитологически экранированные залежи приурочены к ловуш­кам, экраном которых служат литологические замещения и вы­клинивания пластов коллекторов. Формирование таких ловушек обусловлено литологическим ограничением коллекторского плас­та природного резервуара в результате его выклинивания или фа-циального замещения одновозрастными плохопроницаемыми от­ложениями. Экранирование такого типа происходит по восста­нию пластов и связано с замещением песчаных пластов глинис­тыми (см. рис. 7.3, д). Закономерной чертой ловушек, возникших за счет замещения коллекторов природного резервуара плохопро­ницаемыми отложениями, является постепенное ухудшение по­ристости и проницаемости коллекторской части по мере непос­редственного приближения к поверхности выклинивания.

Ловушки этого вида возникают в прибрежно-морских толщах в условиях частой смены уровня моря. Классическим примером подобных залежей являются литологически экранированные за­лежи нефти в майкопской толще Предавказья (месторождения Восковая гора, Асфальтовая гора др.).

2. Группа массивных залежей связана с массивными природ­ными резервуарами, ограниченными непроницаемой покрышкой только сверху. Движение флюидов в них происходит преимущест­венно в вертикальном направлении. Отличительная черта массив­ных залежей - гидродинамическая связь всех частей залежи, не­смотря на различие емкостно-фильтрационных свойств и прису­тствие разделов и, соответственно, единство зеркала водо-нефтя-ного или газоводяного контакта в пределах всего выступа (хотя этот признак не является определяющим) (см. рис. 7.3, е, ж, з).

По генезису ловушек массивные залежи делятся на три под­группы: в структурных, эрозионных и биогенных выступах.

Залежи в структурных выступах связаны с ловушками текто­нического происхождения. Структурные выступы представляют собой антиклинальные складки (см. рис. 7.3, е) или структурные выступы горстового характера (рис. 7.7). Массивные залежи, свя­занные с антиклинальными складками, широко распространены, особенно в платформенных областях. Массивные резервуары бы­вают литологически относительно однородные и неоднородные. Первые чаще связаны с карбонатными резервуарами (например, известняки турнейского яруса нижнего карбона Татарии, верхне­го карбона и нижней перми Башкирии, верхняя юра Северного Кавказа, карбонатная формация Асмари бассейна Персидского залива).

Неоднородные массивные резервуары распространены значи­тельно шире, они сложены толщами песчано-глинистых пород с невыдержанными фильтрационно-емкостными свойствами. При наличии окон в глинистых прослоях и их невыдержанности по

простиранию часто возникают условия для сообщаемости и гид­родинамической связи песчаных пластов, т.е. единый массивный резервуар состоит как бы из серии пластовых, но сообщающихся между собой. К резервуарам такого рода приурочены крупнейшие газовые залежи в сеномане севера Западной Сибири (Уренгой­ское, Медвежье, Заполярное, Ямбургское месторождения), а так­же главная залежь в неокоме крупнейшего месторождения нефти в России - Самотлор. Следует отметить, что эти залежи некото­рые исследователи относят к категории пластовых, поскольку се­рия песчаных пластов сеномана ограничена снизу непроницае­мой глинистой пачкой, т.е. по типу резервуара эти залежи плас­товые или сложно-пластовые, а по положению зеркала газоводя­ного контакта - массивные.

Массивные залежи в эрозионных выступах приурочены к вы­ступам палеорельефа, перекрытого в верхней части непроницае­мыми породами (см. рис. 7.3, ж). Независимо от литологическо-го и петрографического состава пород (изверженные, метаморфи­ческие или осадочные породы) слагающих выступ, емкостно-фильтрационные свойства резервуара определяются прежде все­го интенсивностью и длительностью денудационно-эрозионных процессов. Коллекторские свойства таких резервуаров часто ухуд­шаются с глубиной. Подобные залежи широко распространены на юге Западной Сибири, где они приурочены к выступам, сло­женным гранитами, палеозойскими карбонатными и терригенны-ми породами. Обычно это мелкие залежи, хотя известны и круп­ные (Ла-Пас в Венесуэле, Белый Тигр на шельфе Вьетнама).

Массивные залежи в биогенных выступах или рифовых масси­вах распространены достаточно широко. Массивный резервуар этого типа сложен главным образом известняками, в меньшей степени доломитами (см рис. 7.3, з). Структура известняков и всего массива определяется, с одной стороны, рифообразующими организмами - кораллами, мшанками, водорослями, а с дру-

гой - характером его разрушения, накоплением детритусового материала, выщелачиванием, цементацией, перекристаллизацией и др. Интенсивность и взаимосвязь этих процессов обусловливает и емкостно-фильтрационные свойства, которые отличаются боль­шей изменчивостью и невыдержанностью. С рифогенной форма­цией пермского возраста связан ряд залежей на востоке Русской плиты (Ишимбай, Чусовые городки).

3. Группа литологичест ограниченных (со всех сторон) зале­жей приурочена к ловушкам неправильной формы, ограничен­ных со всех сторон непроницаемыми породами. Наиболее рас­пространенными среди них являются залежи в линзовидных пес­чаных телах различной протяженности, находящихся в глинистых нефтематеринских породах; встречаются также линзы проницае­мых пород другого состава, например доломитов в глинистых из­вестняках и др. (см. рис. 7.3, и, к). Залежи этой группы обычно мелкие, толщина продуктивных горизонтов редко превышает первые десятки метров.

И.О. Брод выделил в этой группе три подгруппы: залежи, ограниченные плохопроницаемыми породами, ограниченные водонос­ными породами и залежи, ограниченные частично плохопроницаемы­ми и частично водоносными породами. Первая подгруппа наиболее многочисленна, такие ловушки и залежи, с ними связанные, представляют собой баровые тела, косы, прибрежные валы, палео-русла, например «шнурковые» залежи в майкопской толще Се­верного Кавказа. Две другие подгруппы залежей встречаются крайне редко.

Классификация И.О. Брода получила широкое распростране­ние, выделенные им группы и типы залежей используются и до сих пор, хотя она и вызвала и критику. Так, А.Я. Креме считал, что И.О. Брод дал неправильную принципиальную схему сводовой пластовой залежи, взяв пласт-коллектор малой мощности. Если нарисовать принципиальную схему такой пластовой сводовой за­лежи с пластом-коллектором большой мощности, то получится массивная сводовая пластовая за­лежь (рис. 7.8). Несмотря на то что эта дискуссия происходила более 40 лет назад, этот вопрос не потерял своей актуальности. Дей­ствительно, залежь (см. рис. 7.8) относится к пластовым, так как приурочена к сводовой ловушке пластового резервуара, в то же время по характеру водонефтяно-го контакта эта залежь массив­ная. Для названия подобных за-

лежей используется термин неполнопластовая залежь, или массив­ная пластовая залежь, но последний термин явно неудачен. В ч нем первое определение исключает второе в первоначальных зна­чениях этих терминов. Необходимо отметить, что термин «мас­сивная» использовался И.О. Бродом для залежей, приуроченных к ловушкам в массивных резервуарах, т.е. приуроченных к масси­вам, сложенным главным образом карбонатными и(или) извер­женными и метаморфическими породами. Главными признаками этих залежей являются их ограничение покрышкой только сверху и единое непрерывное зеркало ВНК.В то время еще не были из­вестны гигантские газовые залежи в терригенных толщах мела в Западной Сибири. Поскольку залежи с непрерывными зеркала­ми водонефтяного (ВНК) или газоводяного контактов (ГВК) час­то наблюдаются и в пластовых резервуарах значительной мощ­ности, например в терригенных пластах мела Западной Сибири, то такие залежи можно отнести к неполнопластовым. Если еще учитывать изменение положения ВНК во времени, то критерий непрерывности зеркала ВНК и ГВК нельзя считать вполне опре­деляющим.

Приведенное выше выделение подгрупп проведено по раз­ным признакам: по форме ловушек (например, сводовые), их ге­незису (в биогенных выступах) и по характеру ограничения (ограниченные гаюхопроницаемыми породами и др.). К сожале­нию, ни в одной из известных классификаций залежей этого пол­ностью избежать не удалось, на каком-то уровне происходит сме­шивание признаков деления по форме или генезису.

Классификация ловушек В.Б. Оленина (1977) имеет много общего с классификацией, составленной И.О. Бродом (1951), но отличается принципом деления на едином уровне и составом классификационных категорий. И.О. Брод использовал в качестве главного признака тип природного резервуара, В.Б. Оленин - форму ловушки. Согласно этому признаку, ловушки с нефтью и(или) газом по форме подразделяются на четыре крупные груп­пы: I - изгибы, II - выступы, III - ловушки экранирования, IV - линзы и линзовидные ловушки. Каждая из четырех групп подразделяется по генезису ловушки; всего выделяется 15 видов. Эта классификация более детальная, она существенно дополняет классификацию И.О. Брода, что естественно, так как была созда­на на 25 лет позже, но и она не лишена недостатков. Во-первых, в ней не нашли места массивные залежи в антиклинальных ло­вушках, широко распространенные в природе и заключающие значительную часть запасов нефти и газа. Во-вторых, подразделе­ние видов по генезису ловушки соблюдено не во всех группах. Например, группа III- ловушек экранирования - включает шесть видов: 1) ловушки экранирования по разрыву; 2) ловушки

экранирования по поверхности несогласия; 3) выклинивающиеся ловушки; 4) ловушки экранирования ядром диапира; 5) ловушки экранирования жерлом грязевого вулкана; 6) ловушки запечатыва­ния асфальтом. Все они представляют собой варианты литологи-ческого экранирования, только в некоторых случаях литологичес-кий экран представлен секущим телом иного литологического состава. По сути же ловушки, экранированные ядром диапира и жерлом грязевого вулкана, по генезису не отличаются.

По мнению большинства исследователей, классификация за­лежей нефти и газа должна отражать главные особенности фор­мирования ловушек, с которыми они генетически связаны, при­чем выделение типов, классов и(или) групп внутри типов должно быть проведено по единому принципу. Крупные подразделе­ния, типы или классы выделяются по генетическому признаку, а в пределах генетических типов или классов - по морфологи­ческому. Такие классификации предложены Н.Ю. Успенской, А.Я. Кремсом, А.А. Бакировым и др.

Предлагаемая ниже классификация (табл. 7.1) построена по тому же принципу, только в ней сделана попытка учесть большое число признаков: в основу выделения типов положен генетичес­кий принцип, подтипов - форма ловушек, классов - характер ограничения ловушки и подклассов - форма природного резер­вуара.

По генетическому признаку ловушки, содержащие нефть и газ, подразделяются на два основных типа: I - тектонический, II - седиментационно-стратиграфический. Для I типа залежей ха­рактерно преобладающее влияние тектонического фактора, и скопления нефти и газа обусловлены тектонической (структур­ной) формой ловушки; для II типа главным фактором является нетектонический - литологический, стратиграфический и др. За­лежи нефти и газа этого типа приурочены к ловушкам, сформи­рованным при преобладающей роли седиментационных, постсе-диментационных, эрозионных и других нетектонических процес­сов. При выделении типов подчеркивается преобладающее влия­ние того или иного фактора, поскольку и тектонический, и лито­логический, обусловленный седиментационными и постседимен-тационными процессами, в разной мере воздействуют на форми­рование всех известных в природе ловушек и залежей.

I. Тектонический тип по характеру морфологических струк­тур делится на четыре подтипа: антиклинальный, синклиналь­ный, моноклинальный и блоковый.

Первый - антиклинальный подтип - распространен наибо­лее широко. Ловушки этого подтипа выражены выпуклым изги­бом природных резервуаров. Залежи в них И.О. Брод назвал сво­довыми, по форме антиклинали. По характеру ограничения

ловушки, соответственно и залежи, выделяются четыре класса: 1) сводовые ненарушенные, в которых формирование ловушки и условия для улавливания флюидов обусловлены только антикли­нальным изгибом слоев; такие залежи распространены очень ши­роко в платформенных и складчатых областях, они связаны как с пластовыми, так и с массивными резервуарами; 2) сводовые, нару­шенные разрывами, ограничение ловушки и(или) ловушек обеспе­чивается как антиклинальными изгибами, так и дизъюнктивными нарушениями, обеспечивающими частичное экранирование; част­ным случаем нарушения и экранирования является протыкание складки ядром диапира (соляного или глиняного). Залежи этого класса связаны прежде всего с пластовыми резервуарами, они встречаются и в массивных резервуарах, но значительно реже; 3, 4) - сводовые, осложненные литологическим выклиниванием и поверхностью стратиграфического несогласия, обычно пластовые, возможно также формирование залежей этих двух классов и в массивных резервуарах. Залежи класса 3 характерны для терригенных дельтовых и прибрежно-морских комплексов, накаплива­ющихся в условиях частой смены уровня моря, класса 4 - для погребенных поднятий.

Все четыре класса залежей, связанных с антиклинальными складками, по времени образования могут быть как конседимен-тационными, так и постседиментационными. По генезису анти­клинали сводовые ловушки могут представлять собой складки ре­гионального сдавливания или бокового сжатия, имеющие, как правило, крутые углы наклона крыльев, подвернутые крылья, им свойственна линейность, подобные ловушки распространены в складчатых областях; складки, образованные над разрывом; отра­женные изгибы. Последние гораздо положе изгибов бокового сжатия, они характерны прежде всего для платформенных облас­тей; такие антиклинали возникают в осадочном чехле при пере­крытии погребенных выступов - структур облекания, а также при вертикальных движениях блоков фундамента. С подобными антиклинальными ловушками связаны крупнейшие залежи нефти и газа.

В качестве самостоятельного второго подтипа в тектоничес­ком типе ловушек и залежей выделяются, хотя и крайне немного­численные, синклинальные складки. Такие залежи формируются только в пластовых резервуарах под действием гравитационного фактора при отсутствии в них воды. Нефть, будучи более тяже­лой, чем газы, заполняющие поры породы в пластовом резервуа­ре, скатывается вниз. В ловушках-синклиналях встречена только нефть, образование залежей газа в синклиналях исключено. Ло­вушки, выраженные синклинальными изгибами, могут представ­лять собой только отраженные складки. Над разрывами и ядрами

диапиров синклинальные изгибы не образуются, а в синклиналь­ных изгибах бокового сжатия, свойственных складчатым облас­тям с активным гидрогеологическим режимом, возможность фор­мирования залежей практически отсутствует. Залежи, приурочен­ные к синклинальным ловушкам, известны в Предаппалачском барсейне в Сев. Америке - Биг-Крик, Кэбин-Крик, Грифтисвил и Копли.

Третий подтип тектонического типа - моноклинальный - объ­единяет залежи в ловушках, образованных в результате экраниро­вания моноклинали. И.О. Брод выделил их в качестве подгруппы экранированных в группе пластовых залежей, подразделив на тектонически экранированные, стратиграфически экранирован­ные, литологически экранированные. В рассматриваемой класси­фикации выделенные И.О. Бродом подразделения принимаются в виде классов, соответствующих ограничению ловушки: 6 класс - дизъюнктивно экранированный, 7 - стратиграфически экраниро­ванный, 8 - литологически экранированный. Залежи указанных классов приурочены к пластовым резервуарам, но могут форми­роваться и в массивных (см. табл. 7.1). Условия формирова­ния ловушек этих классов даны при описании классификации И.О. Брода. В природе существует много различных примеров эк­ранирования - соляным штоком, глиняным диапиром, жерлом грязевого вулкана, асфальтовой пробкой, магматическим телом; все указанные виды экранирования попадают в выделенные клас­сы. Так, запечатывание асфальтом может быть частным случаем стратиграфического и(или) литологического экранирования. Ис­ключение составляет экранирование напорной водой, этот вид ограничения ловушки выделен в качестве самостоятельного клас­са 9 - гидродинамически экранированных ловушек и залежей, с ними связанных (см. табл. 7.1). Залежи этого класса немногочис­ленны, установлены только в пластовых резервуарах и изучены недостаточно. Экраном для флюидов является напор вод, проти­востоящий всплыванию нефти и(или) газа вверх по восстанию пласта. Возникновению ловушек и залежей такого типа способ­ствует резкое изменение мощностей пласта-коллектора. Приме­ром подобного экранирования является газовая залежь Восточ-но-Луговского месторождения на Южном Сахалине. По мнению некоторых исследователей, формирование гигантского Даулета-бад-Донмезского газового месторождения в Восточной Туркме­нии также обусловлено гидродинамическим барьером.

Четвертый подтип - блоковый - представляет собой выступы тектонического происхождения - приподнятые блоки пород с различным типом залегания (горизонтальным, моноклинальным и др.). По характеру ограничения ему соответствует класс 10 - тектонически ограниченных со всех сторон ловушек и залежей, к

ним приуроченных. Помимо тектонического ограничения подоб­ные ловушки могут быть осложнены литологическим или стра­тиграфическим экранированием. Залежи этого типа могут фор­мироваться как в пластовом резервуаре, так и в массивном (см. табл. 7.1). В первом случае залежь возникнет, если пласт-ре­зервуар находится в материнской толще, второй, более распрост­раненный, - массивная залежь образуется по стандартной схеме, т.е. за счет вертикальной миграции.

II тип ловушек и залежей, с ними связанных, - седимента-ционно-стратиграфический. Он охватывает все многообразие объ­ектов, в генезисе которых тектонические процессы не играли гла­венствующей роли, а их формирование обусловлено седимента-ционными, постседиментационными и денудационными процес­сами. По форме ловушек этот тип подразделяется на два подтипа: выступы и линзы.

В ловушках первого подтипа - выступах - формируются только массивные залежи. Этот подтип объединяет два класса ло­вушек: 11 - биогенные выступы с литологическим экранированием залежи и 12 - эрозионные выступы со стратиграфическим ограни­чением. Ловушки, представленные структурными элементами ука­занного типа, выделены и названы И.О. Бродом (1951).

Биогенные выступы, представляющие собой рифовые масси­вы как одиночные, так и цепочку или группу рифов; в плане они имеют относительно правильную форму. Коллекторские свойства рифовых массивов резко меняются, наилучшие емкостно-фильт­рационные параметры характерны, как правило, не для вершины рифового массива, а для расположенной ниже зернисто-обломоч-ной зоны, формирующейся на склоне рифа, обращенном в от­крытое море. Рифовые массивы различны по размерам - от пер­вых десятков метров до очень крупных, высотой более 1 км (на­пример, Карачаганакский риф на северном борту Прикаспийской впадины) (рис. 7.9). Рифовые массивы часто перекрыты галоген-но-сульфатными породами, представляющими наиболее совер­шенные покрышки. Рифовые постройки обычно формируются на бровке шельфа. Поиски и обнаружение новых биогенных масси­вов и связанных с ними массивных залежей - перспективное на­правление нефтепоисковых работ ближайшего будущего.

Класс ловушек выступов со стратиграфическим ограничени­ем - эрозионные выступы - приурочен к выступам фундамента, формирование которых связано с эрозионными процессами. Емкостные и фильтрационные свойства резервуаров такого ти­па обусловлены интенсивностью и длительностью воздействия гипергенетических процессов, протекающих главным образом в аэробных условиях (идиогипергенез), хотя возможно и участие анаэробных процессов (криптогипергенез). В эрозионных высту-

пах коллекторские свойства в общем ухудшаются вглубь от по­верхности размыва. В отдельных случаях помимо процессов вы­ветривания в формировании коллекторских свойств массива при­нимают участие и эндогенные гидротермальные процессы. Это прежде всего касается массивов изверженных пород. Характер­ным примером подобной ловушки является залежь в гранитном массиве месторождения Белый Тигр (шельф Вьетнама), где ем­костные свойства имеют явно полигенную природу и не наблю­дается закономерного снижения емкости с глубиной.

Второй подкласс ловушек и залежей, с ними связанных, се-диментационно-стратиграфического типа - линзовидные тела. По характеру ограничения они делятся на три класса линз: 13 - литологического ограничения (седиментационные), 14 - текс­турно-структурного ограничения (катагенетические), 15 - ограни­ченные водой - гидравлические. В ловушках этого подтипа форми­руются залежи только в резервуарах, ограниченных со всех сто­рон (см. табл. 7.1). Ловушки этого подтипа - линз и линзовид-ных ловушек - Н.Ю. Успенская (1955) именовала литологически замкнутыми, а И.О. Брод (1951) - литологически ограниченны­ми (см. рис. 7.3, и, к).

Класс 13 - литологически ограниченных ловушек и зале­жей - наиболее распространенный, объединяет замкнутые тела определенного состава, ограниченные со всех сторон шюхопро-ницаемыми породами или находящиеся в толще иного литологи­ческого состава; прежде всего песчаные тела различной формы, приуроченные к глинистым НМ-толщам. Генезис таких песчаных тел различен: русловые, дельтовые, прибрежные аккумулятивные тела - бары, косы, дюны, глубоководные конусы выноса, т.е. первичные седиментационные линзы. Типичный пример - так называемые шнурковые залежи в майкопской толще Предкав­казья, резервуарами для которых служат захороненные русловые речные отложения. Реже встречаются первичные седиментацион­ные линзы, связанные с карбонатными породами. Это обычно некрупные залежи, но известны и исключения, например круп­ное газовое месторождение Картидж (северный борт бассейна Мексиканского залива); продуктивны оолитовые известняки ни­жнего мела, образующие линзу в песчано-известняковой толще.

Класс 14 - линзы текстурно-структурного ограничения - объ­единяет тела, обособление которых связано с изменением тек­стурных или структурных признаков без существенного измене­ния вещественного состава, обусловленные главным образом ка-тагенетическими процессами. Гораздо шире распространены вто­ричные ловушки - постседиментационные линзы, названные катагенетическими ловушками, к которым относятся и линзы тре-щиноватости. Формирование коллекторских свойств и соответ-

ственно ловушек происходит в результате перекристаллизации, выщелачивания, цементации, разуплотнения, обусловленных процессами трансформации минерального вещества, генерации флюидов, неравновесного уплотнения и т.д., они могут формиро­ваться в толщах различного литологического состава - карбонат­ных, кремнистых, глинистых, реже терригенных, а чаще толщах смешанного состава.

Термин «катагенетическая ловушка» был предложен Н.Б. Вас-соевичем. Подобные ловушки рассматривались многими иссле­дователями (М.В. Абрамович, Г.А. Габриэлянц, Л.Д. Виноградов, А.И. Леворсен, Г. Риттенхаус и др.), которые называли их по-раз­ному: эпигенетические, диагенетические, ловушки запечатыва­ния. Последний термин употреблялся для ловушек, полная изо­ляция которых происходила уже после формирования залежи. Первичная залежь в подобных ловушках формировалась в обыч­ном резервуаре в традиционном коллекторе; такие ловушки не следует именовать катагенетическими. А.И. Леворсен, а затем Г. Риттенхаус, рассматривая класс диагенетических ловушек, под­разделили их на два подкласса: 1) ловушки, возникающие за счет трансформации коллектора в неколлектор, 2) за счет преобразо­вания неколлектора в коллектор. По-видимому, именно ловушки этого подкласса, в которых формирование коллектора также об­условлено катагенетическими процессами, следует относить к ка-тагенетическим. Залежи нефти и газа, приуроченные к подобным ловушкам, связаны прежде всего с так называемыми сланцевы­ми толщами. Они сложены кремнисто-глинистыми, карбонат-но-кремнисто-глинистыми образованиями с повышенными кон­центрациями ОВ. Типичным примером катагенетической ловуш­ки в кремнистой толще является залежь месторождения Лост Хилс в бассейне Сан-Хоакин (Запад США). На периклинали складки пористые диатомиты замещаются глинистыми диатоми­тами с резко ухудшенными коллекторскими свойствами. Возник­новение ловушки в данном случае обусловлено различной мик­роструктурой, формирование которой контролируется уровнем преобразованности участков толщи с различной кремнистостью. Другим примером таких ловушек являются участки повышенной кремнистости, характеризующиеся высокой трещиноватостью в менее кремнистых и менее трещинных, относительно непроница­емых зонах. Ограничение подобной ловушки - потеря трещино-ватости. В пределах каждого крупного изостадиального уровня формирование катагенетических ловушек определяется неравно­мерностью вторичных преобразований в толщах в зависимости от соотношения и характера распределения глинистой, кремнистой и углеродистой составляющих. Предпосылки же возникновения катагенетических ловушек закладываются в седиментогенезе -

неравномерность распределения карбонатного, кремнистого ма­териала и ОВ.

Класс 15 - ловушки, ограниченные водой, или гидравлические, крайне редки. Залежь в подобных ловушках может существовать в случае, если силы гравитации слабее капиллярных. Это проис­ходит в том случае, если нефть находится в линзах песчаных пород с высокой проницаемостью, окруженных породами с худ­шими коллекторскими свойствами, но и насыщенными водой. В качестве примера таких залежей, приуроченных к линзам круп­нозернистого песка в тонкозернистом водоносном песчанике, И.О. Брод приводит «стофутовый песчаник» нижнего карбона в Аппалачском бассейне США.

Других примеров залежей подобного типа в литературе не встречено, хотя наличие их вполне возможно. Примером сущест­вования скоплений нефти, окруженных водой, являются так на­зываемые «целики», образующиеся в результате обводнения зале­жи и разделения ее на отдельные линзы, окруженные со всех сто­рон водой. Они могут возникать при чрезвычайно интенсивном отборе нефти в невысоких залежах большой площади.

Основная часть всех известных залежей приурочена к анти­клинальным сводовым ловушкам, и подавляющее число их уже обнаружено по крайней мере в бассейнах континентов. Перспек­тива открытия новых залежей, в том числе и крупных, связана с неантиклинальными ловушками, прежде всего с теми, которые труднее всего обнаруживать, - катагенетическими и седимента-ционными линзами.

Все рассмотренные выше классы ловушек и залежей, за ис­ключением катагенетических, выделялись ранее разными иссле­дователями в качестве самостоятельных классификационных ка­тегорий под сходными или несколько отличными названиями. Опубликовано большое количество работ с детальной характерис­тикой ловушек разных классов, примеры залежей разных классов рассматриваются и при характеристике месторождений.

Детальная классификация нетектонических ловушек, т.е. се-диментационно-стратиграфических, согласно приведенной выше классификации, была разработана Г.А. Габриэлянцем (2000) В ее основу положены условия формирования ловушек (табл. 7.2). Согласно этой классификации неантиклинальные ловушки под­разделяются на две группы: литологические и стратиграфические. Далее каждая группа подразделяется по процессам, формирую­щим ловушку, которые объединены в две крупные группы: седи-ментационные и постседиментационные. В классификации, на­пример, выделяются диагенетические и эпигенетические ловуш­ки, которые в общем соответствуют катагенетическим (структур­но-текстурное ограничение) ловушкам классификации авторов

поиск по словарю

Скопируйте код и вставьте в свой блог:

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ (ГАЗА)

Источник: Геологический словарь

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ (ГАЗА) - естественное скопление нефти (газа) в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых п. Обычно под З. н. понимают промышленные скопления нефти (газа). Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется подошвой нефтяной (газовой) залежи, или поверхностью водо-нефтяного (газо-нефтяного или газо-водяного) раздела. Линия пересечения поверхности водо-нефтяного раздела с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности или просто контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водо-нефтяного раздела с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности, или контуром водоносности. По составу углеводородного скопления залежи могут быть: 1) нефтяные (с растворенным в нефти газом);2) газонефтяные - нефтянаязалежь с газовой шапкой; 3) газовые; 4) газоконденсатные (двухфазовые и однофазовые). Предложено большое количество схем классификации залежей, построенных на разных исходных принципах (Хельквист, 1946; Брод, 1951; Хаин, 1954; Абрамович, 1954; Мирчинк, 1955; Еременко, 1961 и др.). Общепринятой классификации З. н. пока не выработано.