1.3.Классификация месторождений нефти и газа

Приведенные ниже определения понятия «месторождение нефти и газа», данные разными авторами, показывают, что оно трактуется достаточно сходно:

И. М. Губкин – всякое более или менее значительное естественное скопление нефти в земной коре;

И. О. Брод – совокупность залежей нефти и газа, контролируемых единым структурным элементом и заключенных в недрах одной и той же площади;

А. И. Леворсен – совокупность залежей, приуроченных к единому структурному элементу или тесно связанных друг с другом любым иным образом;

Н. А. Еременко – участок земной коры определенного геологического строения, содержащий в себе залежи нефти и (или) газа;

Н. Б. Вассоевич, М. К. Калипко – участок земной коры (обычно стратисферы), с которым связана одна или несколько залежей газа, нефти или других нафтидов;

В. Б. Оленин – участок земной коры, заключающий обособленную совокупность залежей нефти и (или) газа в ловушках, формирование которых обусловлено генезисом и строением этого участка;

А. А. Бакиров – местоскопление нефти и газа – это ассоциация (совокупность) единичных их скоплений (залежей), приуроченных к одной или нескольким ловушкам, расположенным на одной локальной площади. Термин «месторождение нефти и газа» неверен по смыслу, т.к. часто нефть добывают далеко от того места, где она зародилась, поэтому его нужно заменить на термин «местоскопление нефти и газа»;

H.Б. Вассоевичем, Н. А. Еременко и В. Б. Олениным в понятие «месторождение» включается не только сумма залежей, но и вся толща пород, принимающая участие в строении месторождения.

Группа или тип месторождений предопределяют и тип встречающихся в них залежей. Отсюда вполне естественно должны вытекать и особенности поисков и разведки различных нефтяных и (или) газовых месторождений, а в дальнейшем и принципы их разработки.

Нефтяное и (или) газовое месторождение должно прежде всего характеризоваться геологическим строением участка земной коры, к которому оно приурочено, и типами ловушек с залежами нефти и (или) газа. Часто приводятся дополнительные параметры, характеризующие месторождение: геологическое строение или положение данного участка по отношению к более крупным тектоническим элементам земной коры, наличие различных структурных планов, количество залежей, запасы, плотность запасов на площади, фазовое состояние УВ в залежах, вертикальная зональность распределения УВ, характер давления в пластах, количество базисных горизонтов и т. д.

Тектонический принцип, например, положен в основу классификации месторождений, предложенной Н.А. Еременко (табл.1.1)

Условия формирования того или иного структурного элемента, контролирующего образование месторождения, прежде всего зависят от того, с каким крупным геоструктурным элементом земной коры связано развитие этого элемента. В качестве основных геоструктурных элементов в земной коре в данной классификации выделены геосинклинали и платформы. Особенности развития геосинклиналей и платформ предопределяют характер структурных осложнений в их пределах, поэтому правомерно разделение структурных форм, с которыми могут быть связаны нефтяные и газовые месторождения, на два основных класса: геосинклинальные (складчатые) и платформенные. Переход от геосинклинали к платформе осуществляется, как правило, через предгорный (передовой) прогиб, который хотя и развивается в значительной своей части на теле платформы, является как бы переходным элементом между ней и геосинклиналью. Внешняя часть предгорного прогиба несет на себе черты, характерные для платформы, а внутренняя обладает некоторыми особенностями, присущими геосинклинали.

Таблица 1.1 Классификация месторождений нефти и газа

(Н.А. Еременко).

Класс	Подкласс
Месторождения платформенных областей	Месторождения: глубоких грабенов внутриплатформенных впадин (синеклиз) крупных сводовых поднятий и их склонов платформенной ступени (зона шельфа) крутого склона платформы (или уступа)
Месторождения складчатых областей	Месторождения: центральной части передового (предгорного прогиба) внутреннего борта предгорного прогиба собственно складчатых зон межгорных впадин на древнем основании наложенных мульд

Большинство предложенных классификаций месторождений нефти и газа базируется на тех или иных тектонических представлениях. Иногда вслед за классификацией залежей (ловушек) делается упор на генезис геологических форм, к которым приурочено месторождение. Наиболее чётко это выражено в схеме предложенной А.А. Бакировым (табл. 1.2).

Таблица 1.2 Основные генетические типы местоскоплений нефти и газа (А.А. Бакиров).

Класс	Группа	Подгруппа
Структурные	Залежи антиклинальных структур	Сводовые . Тектонически экранированные . Приконтактные . Висячие .
	Залежи моноклиналей	Экранированные разрывными нарушениями Связанные с флексурными образованиями . Связанные со структурными носами .
	Залежи синклинальных структур
Рифогенные	Связанные с рифовыми массивами	Залежи в одиночном рифе. Залежи в группе рифовых массивов.
Литологические	Литологически экранированные	Приуроченные к участкам выклинивания коллекторов . Приуроченные к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми . Экранированные асфальтом или битумом .
	Литологически ограниченные	Приуроченные к песчаным образованиям русел палеорек (шнурковые или рукавообразные). Приуроченные к прибрежно-песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров . Линзовидные (Гнездовидные) .
Стратиграфические	Залежи в коллекторах срезанных эрозией и перекрытых непроницаемыми породами	Связанные со стратигра-фическими несогласиями на локальных структурах . Связанные с моноклиналями . Связанные со стратигра-фическими несогласиями, приуроченными к эродированной поверхности погребенных останцев палеорельефа . Связанные с выступами кристаллических пород .

Таблица 1.3 Классификация и номенклатура залежей УВ по фазовому состоянию

и количественному соотношению газа, нефти и конденсата

Предлагаемое наимено­вание залежей (обозна­чение)	Основные особенности залежей
Однофазовые залежи
Газовые (Г)	Состоят в основном из СН4с содержа­нием пентана и более тяжелых УВ не более 0,2 % объема залежи
Газоконденсатногазовые (ГКГ)	Газовые залежи с содержанием С5 + высш. в пределах 0,2-0,6 % объема за­лежи, что примерно соответствует со­держанию конденсата до 30 см^3/м^3
Газоконденсатные (ГК)	Газовые залежи с содержанием С, + высш. в пределах 0,6-4 % объема зале­жи, что примерно соответствует со­держанию конденсата 30-250 см^3/м^3 см^3/м^3
Конденсатные (К)	Газовые залежи с содержанием Cs + высш. более 4 % объема залежи, что примерно соответствует содержанию конденсата более 250 cm^3/m^3
Залежи переходного состояния (ЗПС)	Залежи УВ, которые по своим физиче­ским свойствам (вязкости, плотности) в пластовых условиях близки к крити­ческому состоянию, занимая промежу­точное положение между жидкостью и газом
Нефтяные (Н)	Залежи нефти с различным содержани­ем растворенного газа (обычно менее 200-250 м^3/т)
Двухфазовые залежи
Нефтегазовые (НГ)		Газовые залежи с нефтяной оторочкой; запасы газа больше геологических за­пасов нефти
Газонефтяные (ГН)		Залежи нефти с газовой шапкой; геоло­гические запасы нефти превышают за­пасы газа
Нефтегазоконденсатные (НГК)		Газоконденсатные или конденсатные залежи с нефтяной оторочкой; запасы газа и конденсата превышают запасы нефти
Газоконденсатнонефтяные (ГКН)		Нефтяные залежи с газоконденсатными шапками; геологические запасы нефти превышают запасы газа и кон­денсата