Геология и геохимия. Геология и геохимия нефти и газа. Прозорова. Учебное пособие по дисциплине Геология и геохимия нефти и газа
 Скачать 6.77 Mb.
|
2.7.9. Контроль знаний модуля 1_7КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ Назовите этапы миграции нефти и газа? Назовите принципиальные различия между первичной и вторичной миграцией нефти и газа? К чему приводит вторичная миграция нефти и газа при благоприятных структурных условиях в природных резервуарах? Чем отличается внутрирезервуарная миграция от внерезервуарной, и латеральная от вертикальной миграции УВ? Назовите основные факторы вторичной миграции УВ. Что означает основной принцип аккумуляции нефти и газа в ловушке: «снизу вверх – сверху вниз»? На каких явлениях основан принцип дифференциального улавливания нефти и газа? Что понимается под временем формирования залежей нефти и газа? Что называется разрушением залежей УВ? Назовите факторы разрушения залежей УВ. ТЕСТОВЫЕ ЗАДАНИЯ МИГРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА Выделяются следующие три этапа миграции нефти и газа: 1) эмиграция 2) латеральная (внутриформационная) миграция 3) ремиграция 4) собирательная миграция 5) ступенчатая миграция 6) восходящая (межформационная) миграция Эмиграция жидких и газообразных УВ протекает в: 1) нефтегазопроизводящих породах 2) породах коллекторах 2) природных резервуарах 4) нефтегазоносных комплексах Эмиграция жидких и газообразных УВ это: 1) отрыв наиболее подвижных битумоидов то материнского ОВ и минеральной части пород, их перемещение в нефтепроизводящих породах и переход в породы-коллекторы 2) передвижение нефти и газа в кровле пород-коллекторов по их восстанию 3) межформационное передвижение нефти и газа по проницаемым зонам 4) уход УВ из залежи нефти или газа при нарушении условий их залегания в ловушке Основное различие между эмиграцией и миграцией нефти и газа заключается в следующем: 1) эмиграция протекает в нефтегазопроизводящих породах, а миграция – в породах-коллекторах 2) эмиграция протекает вертикально, а миграция латерально - в кровле пород 3) эмиграция протекает только в зоне катагенеза, а миграция вплоть до земной поверхности. В благоприятных структурно-литологических условиях вторичная миграция нефти и газа приводит к: а) формированию скоплений б) рассеянию УВ в) переходу УВ в коллектор Внутрирезервуарная миграция УВ отличается от внерезервуарной тем, что протекает: 1) в кровле коллекторов 2) в нефтематеринских породах 3) по дизъюнктивным нарушениям Латеральная миграция УВ отличается от вертикальной миграции тем, что протекает в: а) в кровле коллекторов б) массивных природных резервуарах в) в нефтематеринских породах Основной формой миграции УВ, ведущей к формированию залежей является: 1) струйная фазовообособленная 2) диффузионная 3) водорастворенная Основными факторами вторичной миграции углеводородов являются следующие два: 1) гравитационный 2) гидравлический 3) геодинамический 4) диффузионный 5) избыточное давление 6) упругие силы расширения флюидов 7) разные коэффициенты теплового расширения пород и флюидов 8) изменение объема пор породы, вызванное вторичными процессами 9) действие капиллярных сил Масштабы вторичной латеральной миграции углеводородов определяются: 1) десятками километров 2) сотнями километров 3) расстояниями между смежными областями впадин и крупными положительными тектоническими элементами ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗРУШЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА Какой процесс характеризует принцип: «снизу вверх – сверху вниз»? межрезервуарной (межформационной) вертикальной миграции нефти и газа аккумуляции нефти и газа в ловушке при формировании залежи ремиграции нефти (газа) эмиграции нефти Принцип дифференциального улавливания нефти и газа основан на: а) способности газа при аккумуляции вытеснять нефть из ловушки б) закономерном уменьшении температуры и давления вверх по разрезу в) гидравлическом факторе формирования залежей г) межформационной миграции нефти и газа При одновременной миграции нефти и газа в струйной форме согласно принципу дифференциального улавливания образуется следующий последовательный ряд залежей УВ: 1) газовые; газонефтяные или нефтегазовые; нефтяные 2) нефтяные; газовые; газонефтяные или нефтегазовые; нефтяные 3) газовые; газонефтяные; нефтяные; газовые Под временем формирования залежей нефти и газа понимается: 1) период с момента поступления первых порций УВ в ловушку до её заполнения 2) отношение геологических запасов УВ залежи к продолжительности их формирования 3) время, необходимое для заполнения ловушки нефтью (газом) Под интенсивностью, или скоростью, формирования залежей нефти и газа понимается 1) период с момента поступления первых порций УВ в ловушку до её заполнения 2) отношение геологических запасов УВ залежи к продолжительности их формирования 3) время, необходимое для заполнения ловушки нефтью (газом) Какой способ определяет время начала формирования залежей нефти и газа по времени образования ловушки? 1) палеогеологический 2) историко-генетический 3) способ регионального наклона пород 4) палеотектонический (палеострукутрный) Процесс разрушения залежей нефти и газа это: 1) частичное или полное рассеяние и распад УВ, составляющих залежь или их переход в другие вещества 2) рассечение залежи разрывным нарушением 3) биодеградация нефти в залежи 4) метанизация нефти в залежи 5) прорыв покрышки избыточным давление в залежи Существует пять следующих факторов разрушения залежей УВ: 1) химический и биохимический 2) денудационный 3) гидродинамический 4) диагенетический 5) диффузионный 6) физико-химический 7) дегидратационный 8) тектонический 9) гравитационный 10) термально-метаморфический Термально-метаморфический фактор разрушения залежей нефти действует в условиях: а) диагенеза б) протокатагенеза в) нижних градаций мезокатагенеза и апокатагенеза Биодеградация залежей нефти и газа протекает в условиях: а) всего разреза осадочного чехла НГБ б) диагенеза и протокатагенеза в) идио- и криптогенеза 2.8. ЗАЛЕЖИ И МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА, ИХ КЛАССИФИКАЦИИ И ПАРАМЕТРЫ Цель изучения – получить знания о залежах и месторождениях нефти и газа как основных объектах поисково-разведочных работ, их элементах и частях, различиях по фазовому состоянию, величине извлекаемых и геологических запасов, генетическим и морфологическим типам ловушек. Задачи – изучить: классификацию скоплений по масштабам нефтегазоносности; признаки, характеризующие залежи и месторождения нефти и газа; элементы и части залежей нефти и газа; классификацию и номенклатуру залежей нефти и газа по фазовому состоянию; отличие понятий «запасы» и «ресурсы» нефти и газа и их категорий; подразделение залежей (месторождений) на категории по величине запасов; классификацию залежей нефти и газа по генетическому типу ловушек. Уметь: определять генетические классы, группы, типы и виды залежей по геологическим разрезам и структурным картам; по качественным характеристикам природных резервуаров, ловушек и залежей изображать в произвольных масштабах схематические геологические разрезы и схематические карты залежей с их элементами и частями. 2.8.1 Масштабы проявления нефтегазоносности на Земле На Земле существуют разные по масштабу скопления нефти и газа, в зависимости от которого они делятся на три категории: локальную, региональную и глобальную (табл. 16). Таким образом, понятие «скопление» является термином свободного пользования. Таблица 16. Классификация скоплений нефти и газа
Категория локальных скоплений УВ представлена залежами и месторождениями, которые являются основными объектами поисково-разведочных работ и разработки. Залежь – это гидродинамически единое скопление нефти и (или) газа в ловушке. Ловушка может быть сложной по внутреннему строению или многопластовой, но при этом она гидродинамически едина, поэтому залежь контролируется единым водонефтяным или газоводяным контактом. Залежи нефти и газа классифицируются по разным показателям. Наиболее важными из них являются следующие показатели: 1) фазовое состояние; 2) сложность геологического строения; 3) величина запасов; 3) тип ловушек. Среди других параметров выделяются: вид потенциальной пластовой энергии; средние значения дебитов; тип коллектора, степень, или коэффициент заполнения ловушки нефть и газом. Месторождение – это группа залежей, имеющих в проекции на земную поверхность полное или частичное перекрытие своих контуров нефте- и (или) газоносности, или группа залежей, разобщенных в плане, но контролируемых одной локальной тектонической структурой. Таким образом, обязательным признаком месторождения является пространственная обособленность составляющих его залежей. Месторождением считается и одна залежь, если в разрезе земной коры локальной площади она единственная. Месторождение может состоять не только из однотипных, но и из генетически и морфологически разнотипных залежей, которые, к тому же, могут иметь разное фазовое состояние. На рисунке 25 видно, что нефтяные залежи Правдинского месторождение сформировались в структурных ловушках, как сводового типа, так и в ловушках литологически экранированного типа, связанных с выклиниванием продуктивных пластов. На Харьягинском месторождении (рис. 26) нефтяные залежи сформировались в структурных ловушках сводового типа и в ловушках рифового типа. А.А. Бакиров (1959) считал, что поскольку образование месторождений УВ происходит в результате сложных миграционных процессов, протекающих в недрах, то термин «месторождение» нефти и газа не отвечает действительному смыслу этого понятия и не отражает суть процесса образования их скоплений. Поэтому он рекомендовал заменить термин «месторождение» термином «местоскопление» нефти и газа, понимая под ним ассоциацию (совокупность) залежей нефти и газа, приуроченных к одной или нескольким ловушкам, расположенным на одной локальной площади.  Рисунок 25 - Геологический разрез продуктивной части Правдинского нефтяного месторождения  Рисунок 26 - Геологический разрез Харьягинского месторождения (по В.Е. Яковлеву): 1 – песчаники и алевролиты; 2 – глины и аргиллиты; 3 – известняки; 4 – рифогенные известняки; 5 – доломиты; 6 – известняки глинистые; 7 – нефть Однако термин «месторождение» глубоко укоренился в литературе и практике, поэтому отказаться от него уже невозможно. Но главное заключается в том, что окончательный состав нефтей как сложных многокомпонентных химических систем образуется и преобразуется непосредственно в залежах в процессе их формирования и эволюции в соответствии с термобарическими условиями, устойчивостью компонентов флюидов и биохимическими факторами. Кроме того, существуют сингенетичные залежи, сформировавшиеся в нефте- и газопроизводящих породах, богатых органическим веществом. При их образовании микронефть (протонефть) испытывает только незначительные перемещения на локальной площади при приобретении нефтепроизводящими породами коллекторских свойств за счет интенсивной генерации нефти и геодинамических напряжений. Практика геологоразведочных работ показала, что единичные месторождения нефти и газа в природе встречаются редко. Обычно они образуют региональные скопления. Категория региональных скоплений. В эту категорию входят: 1) зоны нефтегазонаколения (ЗНГН), 2) нефтегазоносные районы (НГР), 3) нефтегазоносные области (НГО);4) нефтегазоносные провинции (НГП) или нефтегазоносные бассейны (НГБ), которые являются основными объектами или систематическими единицами нефтегазогеологического районирования, поэтому их характеристика дана в следующей главе, посвящённой районированию. Промежуточное положение в категории региональных скоплений занимают ЗНГН, которые являются как объектами геологоразведочных работ на нефть и газ на региональном этапе, так и объектами нефтегазогеологического районирования. Зона нефтегазонакопления - это ряд смежных и сходных по своему геологическому строению месторождений нефти и газа, приуроченных к единой группе генетически связанных ловушек. ЗНГН выделяются своей относительно четкой генетической и морфологической локализацией, поскольку контролируются: 1) структурными элементами субрегионального порядка (валами, куполовидными поднятиями, антиклинальными зонами, зонами региональных разрывных нарушений и повышенной трещиноватости пород, группами солянокупольных структур); 2) зонами развития рифов и биогермов; 3) зонами регионального выклинивания и замещения пород коллекторов; 4) зонами песчаных тел внутри глинистых пород развитых вдоль прибрежных частей и континентальных склонов древних морей. Детальное изучение условий формирования и размещения зон нефтегазонакопления необходимо для повышения эффективности поисково-разведочных работ. Категория глобальных скоплений представлена: 1) ассоциациями нефтегазоносных провинций; 2) нефтегазоносными поясами; 3) узлами (полюсами) нефтегазонакопления. Эти скопления нефти и газа обращают внимание на геологические условия максимальной концентрации нефти и газа в земной коре. Их изучение имеет большое научное значение, для понимания глобальных закономерностей нефтегазообразования и нефтегазонакопления на Земле. 2.8.2 Элементы залежей нефти и газа Газ, нефть и вода располагаются в ловушке в соответствии с их плотностью. В двухфазной залежи газ занимает верхнюю часть ловушки. ниже пустотное пространство заполняется нефтью, а ещё ниже – водой. На рисунке 27 приведены схематические карта и разрез газонефтяной залежи в структурной сводовой ловушке. Поверхности контактов газа и нефти, нефти и воды (рис. 27) называются поверхностями соответственно газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта называется внешним контуром нефтеносности (газоносности). Если поверхность контакта горизонтальная, то контур нефтеносности (газоносности) в плане параллелен изогипсам кровли пласта (рис. 27). При наклонном положении поверхности ВНК (ГНК) контур нефтеносности (газоносности) на структурной карте будет пересекать изогипсы кровли пласта, смещаясь в сторону наклона поверхности раздела (рис. 28). Наклон поверхности ВНК (ГНК) может быть связан с проявлением гидродинамических или капиллярных сил, а также с процессами новейшей тектонической деформации ловушки. Если количества нефти или газа недостаточно для заполнения всей толщины пласта-коллектора в сводовой ловушке, то внутренние контуры нефтеносности и газоносности будут отсутствовать (см. рис. 28) и такие залежи называются неполнопластовыми водонефтяными или водогазовыми. Внутренние контуры отсутствуют и у массивных залежей, которые сформировались в массивных природных резервуарах. Длина, ширина и площадь залежи определяется по её проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности). Высота залежи (высота нефтяной части плюс высота газовой части, называемой у газонефтяной залежи газовой шапкой), называется вертикальное расстояние от подошвы залежи до её наивысшей точки. Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с подошвой продуктивного пласта называется внутренним контуром нефтеносности (газоносности).  Рисунок 27 - Принципиальная схема сводовой пластовой газонефтяной залежи (по Н.А. Еременко, 1968). 1 – поверхность водонефтяного контакта (подошва нефтяной залежи); 2 – внешний контур нефтеносности; 3 – внутренний контур нефтеносности (контур водоносности); 4 – поверхность газонефтяного контакта; 5 – внешний контур газоносности; 6 – внутренний контур газоносности; 7 – длина нефтяной части залежи; 8 – ширина нефтяной части залежи; 9 – высота нефтяной части залежи; 10 – высота газовой шапки; 11 – общая высота газонефтяной залежи; 12 – газовая часть залежи; 13 – газонефтяная часть залежи; 14 – нефтяная часть залежи; 15 – водонефтяная часть залежи  Рисунок 28 - Принципиальная схема нефтяной неполнопластовой залежи с наклонным водонефтяным контактом (висячей залежи): а – геологический разрез; б – структурная карта: 1, 2 – нефть, соответственно на разрезе и на карте; 3 – изогипсы, м; 4 – внешний контур нефтегазоносности 2.8.3 Классификация и номенклатура залежей нефти и газа по фазовому состоянию Фазовое состояние УВ, их состав и взаимоотношение жидких и газообразных фаз являются важнейшими параметрами залежей. Углеводородные системы находятся в залежах, как в однофазном, так и в двухфазном состоянии. Однофазные залежи содержат только нефть или газ, а двухфазные – газ и нефть. При этом согласно плотности газ занимает верхнюю часть ловушки, а нефть – нижнюю. Нефтяная часть залежи подпирается водой. Название двухфазных залежей определяется соотношением фаз. Принято преобладающую фазу ставить на второе место. Название: «залежь газонефтяная» говорит, что в ней больше нефти, а название «залежь нефтегазовая», - что в ней больше газа. При совместном учёте нефти и газа используется понятие «условное топливо», при котором 1000 м3 газ приравнивается к 1 т нефти. Скопление свободного газа в газонефтяной залежи называется газовой шапкой. Газовая шапка образуется только в случае, когда давление насыщения нефти газом в залежи станет равным пластовому давлению при данной температуре. В нефтегазовой залежи её нефтяная часть, располагающаяся между газом и водой, называется нефтяной оторочкой. Существуют различные классификации залежей УВ по их фазовому состоянию. Отличаются они количеством групп залежей и их состоянием. Например, К. Бека и И. Высоцкий (1976) выделяют газоводяные залежи, содержащие газ, растворенный в воде и газогидратные залежи. В классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утверждённой Министерством природных ресурсов в 2005 году месторождения (залежи) нефти и горючих газов в зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений разделяются на шесть типов: 1) нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом; 2) газонефяные (ГН), в которых нефтяная часть залежи является основной, а газовая шапка не превышает по объёму условного топлива нефтяную часть залежи; 3) нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объёму условного топлива менее 50 %; 4) газовые (Г), содержащие только газ; 5) газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом; 6) нефтегазоконденсатные (НГК), содержащие нефть, газ и конденсат. 2.8.4 Понятие о запасах и ресурсах нефти и газа и их классификации Основной характеристикой залежи являются запасы, под которыми понимается количество нефти и газа, выявленное по данным бурения и достаточное для промышленной разработки. Запасы подразделяются на геологические и извлекаемые. Геологические запасы – это количество нефти и газа, находящееся в залежах и подсчитанное по результатам бурения и разработки залежей. Извлекаемые запасы – это часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр экономически эффективно при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды. Соотношение между извлекаемыми и геологическими запасами определяется коэффициентом извлечения, который зависит как от естественных, так и от технических причин. Для нефти он колеблется в пределах от 0,1 до 0,8, а для газа – 0,9. В зависимости от степени геологической изученности и промышленного освоения запасы нефти и газа подразделяются на четыре категории: А, Б, С1 и С2. В Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов (2005), которая вводится с 1 января 2009 года, запасы также подразделяются на четыре категории: А (достоверные), В (установленные), С1 (оценённые) и С2 (предполагаемые). При этом к категориям С1 и С2 относятся запасы части залежи, неизученной бурением. Кроме того, запасы в этой классификации разделяются также по степени экономической эффективности на промышленно-значимые и непромышленные. Промышленно-значимые запасы далее делятся на нормально-рентабельные и условно-рентабельные. Кроме запасов выделяются геологические ресурсы – это количество нефти и газа, которое предполагается и оценивается количественно в пределах нефтегазоносных или перспективно нефтегазоносных пластов, горизонтов или комплексов региональных тектонических элементов, а также - в пределах нефтегазоносных провинций, областей, районов, зон, площадей и отдельных невскрытых бурением ловушек. Данные по количественной оценке ресурсов нефти и газа используются при планировании геологоразведочных работ. Ресурсы нефти и газа по степени обоснованности их оценки в классификации от 2001 года подразделяются на перспективные (категория С3), прогнозные локализованные (категория Д1Л) и прогнозные (категории Д1 и Д2). В Классификации от 2005, вводимой с 1 января 2009 года, ресурсы нефти и газа по степени геологической изученности подразделяются на категории D1 (локализованные); D2 (перспективные) и D3 (прогнозные). При этом ресурсы категории D1 соответствуют ресурсам категории С3 в классификации от 2001 года, ресурсы категории D2 соответствуют ресурсам категории Д1 и ресурсы категории D3 соответствуют ресурсам категории Д2. По экономической эффективности ресурсы в последней классификации разделяются на две группы: рентабельные и неопределённо-рентабельные. В рентабельных ресурсах выделяются извлекаемые ресурсы – это часть геологических ресурсов, извлечение которых из недр экономически эффективно на дату оценки. Выделение категорий ресурсов производится на основе геологических аналогий, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований, изученности участка недр параметрическим и поисковым бурением. 2.8.5 Разделение залежей (месторождений) по величине запасов Министерством природных ресурсов (МПР) в 2001 году утверждёно следующее подразделение залежей (месторождений) по величине запасов (таблица 17). Таблица 17. Классификация залежей (месторождений) нефти и газа по величине запасов
В последние годы во всех НГП мира отчетливо проявляется тенденция уменьшения крупности открытий. Подавляющая часть открытых месторождений (залежей) относится к мелких и очень мелким, или даже мельчайшим. Поэтому классификация от 2001 года (см. таблицу 17) является слишком обобщённой. Поэтому с января 2009 года в России вводится новая более дробная градация месторождений (залежей) нефти и горючих газов по величине извлекаемых запасов нефти и геологических запасов газа (таблица 18). Таблица 18. Градация месторождений (залежей) нефти и горючих газов по величине извлекаемых запасов, вводимая в действие с 1 января 2009 года (утверждёна МПР в 2005 году)
2.8.6 Классификации залежей нефти и газа по генетическому типу ловушек и по форме природных резервуаров Определяющее значение для выбора методики геологоразведочных работ (ГРР) на нефть и газ, включая выбор количества и систем заложения поисково-оценочных скважин, имеют знания характера прогнозируемых залежей по типу ловушек. Классификации залежей нефти и газа по типу ловушек основаны на генетических и морфологических особенностях ловушек. На практике широко используется классификация залежей А.А. Бакирова (1960), основанная на генезисе ловушек и морфологическая классификация по форме природных резервуаров И.О. Брода (1951). В генетической классификации А.А. Бакирова выделено пять генетических классов залежей нефти и газа (табл. 19). 1. Структурный класс делится на три группы залежей: 1) антиклинальных (рис. 29), 2) моноклинальных (рис. 30) и 3) синклинальных структур. Синклинальные залежи встречаются в природе редко.  Рисунок 29 - Виды сводовых залежей антиклинальных структур в плане и разрезе (по А.А. Бакирову): а – ненарушенного строения; б – с тектоническим нарушением; в – осложненной криптодиапиром или вулканогенными образованиями; г – с соляным штоком. Условные обозначения даются для рисунков 29-34: 1 – залежь нефти на профиле; 2 – то же в плане; 3 – изогипсы продуктивного пласта, м; 4 – разрывное нарушение; 5 – песчаники; 6 – глины; 7 – известняки; 8 – вулканогенные образования; 9 - соль Объемные модели сводовых антиклинальных залежей представлены на видеоизображении  Таблица 19. Классификация залежей нефти и газа (по А.А. Бакирову)
 Рисунок 30 - Виды залежей моноклинальных структур (по А.А. Бакирову): а – экранированные разрывными нарушениями; б – приуроченные к флексурным осложнениям (структурным террасам); в – связанные со структурными носами (гемиантиклиналями). Условные обозначения см. на рисунке 29 Группы залежей антиклинальных и моноклинальных структур далее делятся на типы. 2. Рифогенный класс делится два типа залежей, которые связаны: 1) с одиночными рифовыми массивами и 2) ассоциацией рифовых массивов (рис. 31).  Рисунок 31 - Виды рифовых залежей (по А.А. Бакирову): а – в одиночном массиве; б – в группе (ассоциации) массивов. Условные обозначения см. на рисунке 29 3. Литологический класс делится на две группы залежей: 1) литологически экранированные (рис. 32); 2) литологически ограниченные (рис. 33). Группы разделены на конкретные типы залежей.  Рисунок 32 - Литологически экранированные залежи (по А.А. Бакирову): а – приуроченная к участкам выклинивания пласта-коллектора; б – связанная с замещением проницаемых пород непроницаемыми; в – запечатанная асфальтом. 1 – линия выклинивания пласта-коллектора; 2 – асфальт. Остальные условные обозначения см. на рисунке 29 Литологически экранированные залежи связаны с пластовыми литологическими ловушками. Это тупиковые гидродинамически полуоткрытые ловушки, которые в плане имеют заливообразную форму. Их форма связана с дугообразным изгибом линии выклинивания или линии замещения продуктивного пласта непроницаемыми породами. Литологически ограниченные залежи связаны с природными резервуарами и ловушками, которые со всех сторон ограничены флюидоупорами и в гидродинамическом отношении являются закрытыми. Поэтому движение флюидов в них весьма ограниченно. Такие залежи могут не иметь подошвенных вод, и не имеют источников их пополнения. Залежи этого типа часто обладают АВПД, но из-за незначительной высоты залежей их энергия также незначительная. 4. Стратиграфический класс. Залежи этого класса связаны с различными типами стратиграфически экранированных ловушек (рис. 34). 5. Литолого-стратиграфический класс залежей связан с участками выклинивания продуктивных пластов под стратиграфическими несогласиями. Довольно часто в природных резервуарах присутствуют комбинированные ловушки, созданные при участии различных факторов. Соответственно в таких ловушках образуются залежи комбинированного класса.  Рисунок 33 - Литологически ограниченные залежи (по А.А. Бакирову): а – приуроченная к песчаным образованиям русел палеорек (шнурковая); б – приуроченная к прибрежным песчаным образованиям ископаемых баров (баровая); в – связанная с гнездообразно залегающими песчаными породами, окруженными со всех сторон глинистыми отложениями. Условные обозначения см. на рисунке 29  Рисунок 34 - Стратиграфически экранированные залежи (по А.А. Бакирову): а – в пределах локальной антиклинальной структуры; б - на моноклинали; в –пределах эрозионного палеостанца; г – в пределах эрозионных и эрозионно-тектонических выступов кристаллических пород. Условные обозначения см. на рисунке 29 Морфологическая классификация залежей И.О. Брода по форме природных резервуаров. В этой классификации выделены три группы залежей: пластовые, массивные и литологически экранированные, которые далее делятся на подгруппы и роды (табл. 20). Таблица. 20. Классификация залежей нефти и газа (по И.О. Броду, 1951)
Сопоставление генетической классификации А.А. Бакирова и морфологической классификации И.О. Брода показывает, что разные принципы классификаций определили различную систематизацию практически одних и тех же видов залежей. При этом в классификации И.О. Брода выделяются массивные залежи, которые отсутствуют в других классификациях залежей, но широко используются в практической геологии нефти и газа. Массивные залежи связаны с массивными ПР в основе которых может лежать высокоамплитудная сводовая или антиклинальная структура, рифовый массив, погребенный эрозионный или эрозионно-тектонический выступ осадочных, метаморфических и магматических пород. То есть по классификации А.А. Бакирова это определённые виды структурных, рифогенных и стратиграфических залежей. Однако не зависимо от генезиса ловушки массивные залежи имеют ряд характерных признаков и свойств: 1) контролируются лишь породами-покрышками, залегающими в кровле и с боков коллектора. 2) не контактируют с флюидоупором, который залегает под подошвой продуктивного пласта; 3) нефть или газ всюду подпираются подошвенной водой; 4) движение пластовых флюидов в залежи происходит по вертикали; 5) внутренние контуры нефтеносности или газоносности в них отсутствуют. Аналогичное строение имеют и сводовые неполнопластовые залежи. Принципиальное различие между неполнопластовые и массивными залежами заключается только в толщине продуктивных пород и объёме залежи. Довольно часто в природных резервуарах присутствуют ловушки комбинированного типа, созданные при участии двух или более факторов. Например, структурного и литологического, структурного и стратиграфического, структурного, литологического и стратиграфического, литологического и гидродинамического. Соответственно в таких ловушках формируются залежи комбинированного типа. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||