Классификация запасов газов по типам залежей. Типы залежей нефти и газа, методы графического их изображения. III. Категории ресурсов нефти и газа по степени геологической изученности

Выделяются следующие основные ти-пы залежей нефти и газа: пластовый (Рис. 1); массивный; литологически или стратиграфически ограниченный; тектонически экрани-рованный.

^ Рис. 1. Схема пластовой сводовой залежи .

Части пласта: 1-водяная, 2 - водонефтяная, 3-нефтяная, 4 -газонефтяная, 5-газо-вая; 6 - породы-коллекторы; Н - высота залежи; Нг, Нн - высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи

Залежь нефти и газа может быть приурочена к одному изоли-рованному природному резервуару или связана с группой гидро-динамически сообщающихся природных резервуаров, в которых от-метки газожидкостного и водонефтяного контактов соответствен-но одинаковы. Во втором случае залежь выделяется как массив-ная или пластово-массивная.

^

1.5.2. Классификация залежей по фазовому состоянию УВ

В зависи-мости от фазового состояния и основного состава углеводо-родных соединений в недрах залежи нефти и газа подразделяются на (рис. 2):

- нефтяные , содержащие только нефть, в различной степени насыщенную газом;

• 
  газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные); в газонефтяных

Залежах основная по объему часть нефтяная и меньшая-газо-вая (газовая шапка); в нефтегазовых-газовая шапка превыша-ет по объему нефтяную часть системы; к нефтегазовым относятся также залежи с крайне незначительной по объему нефтяной частью - нефтяной оторочкой;

- газовые , содержащие только газ;

• 
  газоконденсатнонефтяные и нефтегазоконденсатные : в пер-вых - основная по объему нефтяная часть, а во вторых - газо-конденсатная.(см. рис. 2).

^

1.5.3. Основные особенности, характеризующие условия разработки залежи

Любая нефтяная или газовая залежь обладает потен-циальной энергией, которая в процессе разработки расходуется на вытеснение нефти и газа из резервуара (продуктивного плас-та). Вытеснение флюидов из залежи происходит под действием природных сил-носителей пластовой энергии. Такими носителями являются в первую очередь напор краевых вод, а также упругие силы нефти, воды, породы; газа, сжатого в газовых залежах и га-зовых шапках, и газа, растворенного в нефти. Кроме того, в зале-жах действует сила тяжести нефти.

Характер проявления движущих сил в пласте, обусловливаю-щих приток флюидов к добывающим скважинам, называется ре-жимом залежи. В соответствии с характером проявления домини-рующего источника пластовой энергии в процессе разработки в нефтяных залежах выделяют режимы: водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный (газовой шапки), растворенного газа и гравитационный, а в газовых залежах-газовый и упруговодонапорный.

Проявление того или иного режима в залежи обусловлено неод-нородностью продуктивного пласта в пределах залежи и вне ее, составом и фазовым состоянием УВ залежи, ее удаленностью от области питания, применяемыми в процессе разработки техноло-гическими решениями. О режимах залежи судят по изменению во времени дебитов нефти, газа и воды, обводненности продукции, пластовых давлений, газовых факторов, по продвижению краевых вод и т. п. Условия разработки залежей определяются также многими другими факторами: фазовыми проницаемостями пород, продук-тивностью скважин, гидропроводностью, пьезопроводностью про-дуктивных пластов, степенью гидрофобизации пород, полнотой вытеснения нефти вытесняющим агентом.

^

1.6. МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ОСНОВНЫЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПРИЗНАКИ

Месторождения могут быть однозалежными и многозалежными. По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа месторождения подразделяются на уникальные, крупные, средние и мелкие (табл.1)

Классификация запасов месторождений нефти и газа по размерам

По сложности геологического строения, условиям залегания и выдержанности продуктивных пластов независимо от величины запасов выделяются месторождения (залежи):

простого строения , связанные с ненарушенными или слабона-рушенными структурами, продуктивные пласты которых характе-ризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

сложного строения , характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площа-ди и разрезу ИЛИ литологическими замещениями коллекторов плохо проницаемыми породами или наличием тектонических на-рушений;

очень сложного строения , для которых характерны как литоло-гические замещения или тектонические нарушения, так ^ И невыдер-жанность толщин и коллекторских свойств продуктивных плас-тов.

Сложность геологического строения месторождений устанавли-вается исходя из соответствующих характеристик основных зале-жей, заключающих основную часть (больше 70 %) запасов место-рождения. Размеры и сложность строения месторождений определяют методику разведочных работ, их объемы и эко-номические показатели разведки и разработки.

^

1.7. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ОБЪЕКТЫ, СОДЕРЖАЩИЕ РЕСУРСЫ НЕФТИ И ГАЗА. И ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ИХ КЛАССИФИКАЦИИ И НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ

Нефть и газ крайне неравномерно распределены в недрах. В связи с этим прогнозирование нефтегазоносности и проведение геологоразведочных работ направлены на выявление территорий и частей разреза, характеризующихся максимальной концентраци-ей месторождений и залежей нефти и газа. Выделение в пределах исследуемой территории отдельных частей по степени сходства гео-тектонического строения и состава слагающих их формаций, т. е. факторов, в совокупности контролирующих нефтегазоносность недр, называется нефтегазогеологическим райониро-ванием .

При нефтегазогеологическом районировании следует учиты-вать четыре основные группы факторов - критериев, контролиру-ющих процессы генерации, миграции и аккумуляции УВ:

Современное геотектоническое строение изучаемых территорий и особенности формирования их геоструктурных элементов;

Литолого-стратиграфическую характеристику разреза, основан-ную на палеогеографических, формационных и фациальных усло-виях формирования осадков в различных частях этих территорий;

Гидрогеологические условия;

Геохимические условия территорий, в том числе фазовое состояние и физико-химическйе свойства и состав УВ, нефтегазоматеринский потенциал пород и концентрацию, и состав содержащихся в них битумоидов и органического вещества (0В).

Залежи и месторождения , связанные с геоструктурными элемен-тами соот-ветствующего ранга, относятся к элементам нефтегазогеоло-гического районирования наиболее низкого уровня.

Ассоциация смежных и сходных по геологическому строению месторождений нефти и газа, залежи которых приурочены к ловуш-кам, составляющим единую группу, осложняющую структуру бо-лее высокого порядка (уровня), называется зоной нефтегазонакопления.

Нефтегазоносный район представляет собой ассоциа-цию зон нефтегазонакопления, характеризующихся об-щностью геологического строения и развития, литолого-фациальных условий и условий регионального нефтегазонакопления.

Нефтегазоносная область - это ассоциация смежных нефтегазо-носных районов в пределах крупного геоструктурного элемента более высокого уровня по сравнению с уров-нем элемента, соответствующего нефтегазоносному району. Все нефтегазоносные районы в пределах области должны характеризо-ваться общностью геологического строения и историей развития, включая палеографические условия нефтегазо-образования и неф-тегазонакопления.

Нефтегазоносная провинция представляет собой ассоциацию смежных нефтегазоносных областей в пределах од-ного крупнейшего геоструктурного элемента или их группы.

^ Зоны, районы, области и провинции, нефтегазоносность кото-рых еще не доказана, но предполагается, принято называть нефтегазо-перспективными .

Наряду с районированием по площади нефтегазогеологическое районирование предусматривает расчленение по разре-зу осадочного чехла оцениваемой территории. Основными едини-цами такого расчленения являются пласт, резервуар 1 , нефтегазоносный комп-лекс и нефтегазоносная формация.

Нефтегазоносным пластом называется толща про-ницаемых пород-коллекторов, ограниченных сверху (в кровле) и снизу (в подошве) флюидоупорами.

Нефтегазоносный горизонт представляет собой груп-пу перекрытых зональной покрышкой и гидродинамически свя-занных пластов внутри нефтегазоносного комплекса.

Нефтегазоносный комплекс -это литолого-стратиграфическое подразделение, перекрытое региональной покрыш-кой. Комплекс включает один нефтегазоносный горизонт или их группу.

Нефтегазоносная формация представляет собой ес-тественно-историческую ассоциацию горных пород, генетически связанных во времени и пространстве региональными палеогеографическими и палеотектоническими условиями, благоприятны-ми для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Нефтегазоносная формация может содержать один нефтегазоносный комплекс или их группу.

Пласты, горизонты, комплексы, продуктивность которых еще не доказана, но предполагается, называют нефтегазоперспективными пластами, горизонтами и комплексами.

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

По типу ловушек — наиболее часто используемая классификация залежей нефти и газа, в которой за основу принимаются формы и условия образования ловушек, разнообразных генетически и по морфологии. Также широко известна классификация, в которой главным признаком служит тип природного резервуара (классификация типов залежей по И. О. Броду), где выделены три основные группы залежей: пластовые, массивные, залежи, литологически ограниченные со всех сторон. Считается, что именно тип природного резервуара определяет условия перемещения и дифференциацию флюидов. Первые две группы образуются в природных резервуарах, имеющих региональное распространение и насыщение водой на всем их протяжении. В отличие от них в третьей группе резервуар ограничен со всех сторон непроницаемыми породами, в которых не происходит циркуляции вод.

Залежи нефти и газа в пластовом резервуаре накапливаются при наличии ловушек внутри пласта. Ловушка в пластовом резервуаре образуется либо вследствие структурного изгиба, либо вследствие наличия экранирующей поверхности, срезающей пласт по его восстанию. Образование скоплений нефти и газа возможно, если залегающая под ними вода замыкает залежь. В зависимости от условий формирования ловушки, группа пластовых залежей подразделяется на две подгруппы: сводовые (пластово-сводовые) и залежи экранирования (пластово-экранированных). Тектонически экранированные (дизъюнктивно экранированные) залежи формируются в том случае, если в результате дизъюнктивных дислокаций моноклинально залегающий пластовый резервуар приходит в соприкосновение с непроницаемыми породами. По генетической природе экраны могут быть сбросами, взбросами, надвигами и сдвигами. Тектонические нарушения часто разбивают пластово-сводовые залежи. Такие комбинированные залежи называют пластово-сводовые тектонически экранированные.

Стратиграфически экранированные залежи приурочены к ловушкам, формирование которых происходит в пластах-коллекторах, срезанных эрозией и несогласно перекрытых плохопроницаемыми породами более молодого возраста. Обычные стратиграфически экранированные залежи формируются после перекрытия пласта коллектора несогласно залегающей непроницаемой толщей. Однако к этому же типу стоит отнести залежи нефти и газа, экранированные или запечатанные асфальтом в период эрозии. Литологически экранированные залежи приурочены к ловушкам, экраном которых служат литологические замещения проницаемых пород плохопроницаемыми и выклинивания пластов коллекторов. Замещение такого рода приводит к постепенному ухудшению пористости и проницаемости по мере приближения к поверхности выклинивания. Группа массивных залежей связана с массивными природными резервуарами, ограниченными непроницаемой покрышкой только сверху. Отличительной чертой массивных залежей служит гидродинамическая связь всех частей залежи, несмотря на различие емкостно — фильтрационных свойств и присутствие разделов. Встречаются массивные резервуары литологически относительно однородные и неоднородные, последние распространены значительно шире.

Группа литологически ограниченных (со всех сторон) залежей приурочена к ловушкам неправильной формы, ограниченных со всех сторон непроницаемыми породами. Залежи этой группы обычно мелкие, толщина продуктивных редко превышает первые десятки метров, поэтому пластовые давления не могут иметь высоких значений. Такие залежи связаны с резервуарами, имеющими лишь местное распространение. В этой группе выделяются три подгруппы: залежи, ограниченные плохопроницаемыми породами (наиболее многочисленны), ограниченные водоносными породами и ограниченные частично плохопроницаемыми и частично водоносными породами. Классификация залежей нефти и газа, по А.А. Бакирову, предложена в лекциях данного цикла.

06.08.2016

Любая классификация залежей нефти и газа, прежде всего, должна отражать генетические особенности образования ловушек, в которых формируются залежи. Именно этот принцип был положен А.А. Бакировым, когда, обобщив все имеющиеся сведения о природных ловушках и приуроченных к ним залежей нефти и газа, он выделил четыре основных класса залежей (табл. 12.1).

Как видно из таблицы, в классификации выделено четыре класса залежей нефти и газа, которые в свою очередь делятся на группы и подгруппы. Давайте рассмотрим, что представляют собой некоторые из них. Начнем с класса структурных залежей. В нем выделяются три подгруппы: залежи антиклинальных структур, залежи моноклиналей и залежи синклинальных структур.
Залежи антиклинальных структур приурочены к локальным поднятиям различного вида, простого или нарушенного строения. В свою очередь, группа залежей антиклинальных структур включает в себя четыре подгруппы (табл. 12.2).
Ho прежде, чем приступить к рассмотрению залежей, надо изучить условные обозначения, характеризующие их строение в разрезе и плане.

Таким образом, залежи антиклинальных структур приурочены к локальным поднятиям различного вида. Сводовые залежи формируются в локальных структурах, как простого строения, так и осложненными тектоническими нарушениями, диапиризмом, грязевыми вулканами или солянокупольной тектоникой. Иногда встречаются, как уже упоминалось, так называемые «висячие» залежи, которые располагаются обычно на крыльях, реже на периклиналях локальных структур простого или сложного строения, о чем подробнее будет рассказано далее.
На структурных картах этих залежей контуры водонефтяного контакта обычно не соответствуют изогипсам кровли или подошвы продуктивных пластов, а секут их под разными углами.
Теперь рассмотрим группу залежей моноклиналей, в которой выделяются три подгруппы; залежи, экранированные разрывными нарушениями, залежи, связанные с флексурными образованиями, и залежи, связанные со структурными носами (табл. 12.3).

В настоящее время есть три основные гипотезы формирования этих залежей, весьма необычных с точки зрения антиклинальной теории. Первая гипотеза - тектоническая. Она объясняет их образование за счет изменения положения палеосвода складки. Вторая - за счет окислительных процессов, происходящих в при контурной зоне. И третья, наиболее распространенная, объясняет смещение залежи под напором пластовых вод.
Тектонически экранированные залежи формируются вдоль сбросов и взбросов, осложняющих локальные антиклинальные складки. В зависимости от пространственного положения и ориентировки разрывных нарушений эти залежи могут находиться на сводах, крыльях или периклиналях.
Приконтактные залежи образуются на контакте продуктивных горизонтов с соляным штоком, диапировым ядром или вулканогенными образованиями. Залежи моноклиналей могут быть связаны с флексурными образованиями: со структурными носами или разрывными нарушениями, осложняющими моноклинали.
Особое место в классификации занимают залежи синклинальных структур. Они были обнаружены в некоторых районах Аналачской нефтегазоносной провинции США, в провинции Сычуань в Китае, в Бразилии и др. (табл. 12.4).

Перейдем к группе залежей, связанных с рифовыми массивами (табл. 12.5). Отдельный рифовый массив или их группа могут содержать единую нефтяную или газовую залежь с общим водонефтяным контактом. В связи с тем, что кавернозность и трещиноватость известняков очень часто имеют локальное распространение, емкостно-фильтрационные свойства рифовых массивов значительно меняются даже на небольших расстояниях. В связи с этим, при разработке таких залежей дебиты скважин в различных частях рифового массива практически не бывают одинаковыми.
Следующий предмет нашего рассмотрения - класс литологических залежей.
Этот класс содержит две группы: литологически экранированные и литологически ограниченные залежи (табл. 12.6).


Антологические залежи распространены практически на всех нефтегазоносных территориях. Из них экранированные залежи связаны с участками выклинивания пласта-коллектора по его восстанию или с участками замещения проницаемых парод непроницаемыми. В литературе такие залежи иногда называют заливообразными.
К этой же группе также относятся залежи, образование которых связано с экранированием коллектора асфальтом или битумом, образовавшимся в результате окислительных процессов.
Литологически ограниченные залежи могут образоваться в прибрежных песчаных валоподобных образованиях ископаемых баров (баровые залежи) или в линзообразных песчаных коллекторах, окруженных со всех сторон слабопроницаемыми глинистыми отложениями. Часто такие залежи формируются в песчаных образованиях русел и дельт палеорек.
Впервые эту подгруппу залежей открыл И.М. Губкин в 1911 г. в Майкопском районе. Помните, мы об этом рассказывали в самом начале книги, когда говорили, что на заре развития нефтяной промышленности при поисках нефти широко использовался метод «дикой кошки».
Залежи, приуроченные к песчаным образованиям русел и дельт палеорек, И.М. Губкин, с присущим ему юмором назвал «шкурковыми» или «рукавообразными ».
И последний класс залежей - стратиграфические залежи. Это залежи в коллекторах, срезанных эрозией и перекрытых непроницаемыми породами. Здесь выделяются две подгруппы: залежи, связанные со стратиграфическими несогласиями на тектонических структурах и залежи, связанные со стратиграфическими несогласиями, приуроченными к эродированной поверхности погребенных останцев палеорельефа или выступов кристаллических пород (табл. 12.7).

И в заключение следует отметить, что иногда в природе встречаются залежи, формирование которых обусловлено действием нескольких факторов, например литологического и стратиграфического. Хорошо известны случаи, когда залежи приурочены к участкам выклинивания пластов-коллекторов, срезанных эрозией и перекрытых затем плохопроницаемыми отложениями более молодого возраста, как, например, месторождения Западный Тэбук в Сибири, Ист-Тексас в США и др.

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.