Виды залежей. Залежи нефти и газа

Из многочисленных классификаций залежей по условиям возникновения и сохранения ловушек наибольшими преимуществами обладает классификация И. О. Брода, завершенная им в 1948 г. и выдержавшая испытание временем. И. О. Брод выделяет три основные группы залежей в соответствии с типами природного резервуара:

I. Пластовые залежи нефти и газа с двумя подгруппами:

а) пластовые сводовые и б) пластовые экранированные;

II. Массивные залежи нефти и газа;

III. Литологичеки ограниченные залежи нефти и газа.

Пластовые залежи . Ловушки в водонасыщенных пластовых резервуарах образуются либо вследствие сводового изгиба таких резервуаров, либо при наличии экранирующей поверхности, которая срезает пласт по его восстанию. При этом залежь должна замыкаться подстилающей ее водой, создающей препятствие для дальнейшего движения нефти и газа по пласту.

Пластовые сводовые залежи контролируются сводовыми изгибами пластового резервуара, форма которых определяет форму залежи, они связаны с антиклинальными складками и куполовидными поднятиями самого разнообразного вида и генезиса.

В сводовых залежах вода, подстилающая скопления нефти и газа, замыкает это скопление со всех сторон.

Таблица 1

Классификация группы пластовых залежей (по И. О, Броду)

Подгруппа
Пластовые сводовые залежи нефти	Ненарушенные сводовые залежи	Залежи в слабо выраженных ненарушенных сводах. Залежи в хорошо вырыженных ненарушенных сводах
	Слабо нарушенные сводовые залежи (не разбитые на самостоятельные блоки)	Слабо нарушенные залежи в сводах, разбитых разрывами, выходящими за их пределы
	Сводовые залежи, разбитые разрывами на самостоятельные блоки и сводовые залежи, срезанные разрывами	Сильно нарушенные залежи в сводах, разбитых эпиантиклинальными разрывами Сильно нарушенные залежи в сводах, разбитых разрывами, выходящими за их пределы
Пластовые экранированные залежи нефти и газа	Тектонически экранированные залежи, по форме козырьковые, периклинальные, синклинальные и моноклинальные	Залежи, экранированные плоским разрывом Залежи, экранированные сложно построенной поверхностью несогласия
	Стратиграфмчески экранированные залежи, по форме периклинальные, синклинальные и моноклинальные	Залежи, экранированные плоской поверхностью несогласия Залежи, экранированные сложно построенной поверхностью пласта
	Литологически экранированные залежи, по форме периклинальные, синклинальные и моноклинальные	Залежи, экранированные прямолинейным выклиниванием пласта Залежи, экранированные криволинейным выклиниванием пласта (по форме фестонообразные)

В сводовых залежах, рассеченных разрывами амплитудой меньше мощности продуктивного пласта, целостность залежи как объекта разработки сохраняется, и контур нефтеносности, обрамляющий залежь, сохраняет плавность очертания. При наличии разрывов с амплитудами, превышающими мощность продуктивного пласта, залежь оказывается разбитой на ряд разобщенных блоков. При этом контур нефтеносности (газоносности) испытывает ступенчатое смещение. В некоторых случаях, при наличии очень крупных разрывов, отдельные части залежи столь сильно разобщаются, что должны рассматриваться в качестве самостоятельных объектов разведки и разработки. Возникает даже вопрос о генетическом единстве этих залежей, связанных с различными элементами сводового изгиба пластов. Такие явления чаще всего бывают связаны с антиклинальными складками, которые разорваны надвигами. Эти складки распространены в окраинных зонах складчатых областей, в частности в Грозненском районе. Залежь в сводовой взброшенной части пластового резервуара должна быть отнесена к категории сводовых, срезанных разрывом, а залежь в поднадвиговой части следует отнести уже к категории пластовых, тектонически экранированных залежей.

Пластовые экранированные залежи характеризуются замыканием скоплений нефти и газа в пластовом резервуаре подпором воды к экранирующей поверхности, которая сложена слабопроницаемыми породами и пересекает пласт при его восстании. Экранирующие поверхности среза пластового резервуара образуются: а) при тектоническом разрыве сплошности пласта и сопутствующем его смещением на высоту, превышающую мощность пласта (тектонически экранированные); б) при размыве и последующем несогласном перерыве размытой головы пласта слабопроницаемыми породами (стратиграфическое экранирование); в) при вклинивании пласта при его восстании (литологическое экранирование). Выше было показано, что для образования ловушки экранирования необходимо, чтобы изогипсы пласта замыкались на поверхности экрана, что может произойти или при изгибе пласта (структурный нос, терраса), или при изгибе поверхности экрана.

Пластовые тектонически экранированные залежи распространены преимущественно в складчатых и солянокупольных районах. Они бывают связаны с различными элементами складок и соляных куполов, реже с моноклиналями.

Экранирование вследствие складкообразования

1. Деформация сжатия

а. Антиклинальный тип нефтяной залежи в разрезе и плане

Структурные – антиклинали, моноклинали, брахиантиклинали, купола и другие

(1 – нефтенасыщенные породы; 2 – водонасыщенные коллектора; 3 – непроницаемые породы (покрышки))

б. Синклинальный тип нефтяной залежи

Аккумуляция нефти в синклинали возможна только при отсутствии подошвенной или краевой воды

Б. Деформация, вызванная интрузией пород

а. Соляной купол

Песчаник на крыле может быть пережат или искривлен соляным массивом

б. Интрузия магмы:

Шток, вулканический столб, или пробка, лакколит. Возможно вклинивание отложений вблизи интрузии в процессе осадконакопления. Если вулканическая деятельность происходила после отложения осадков, возможно экранирование вследствие процесса метаморфизма, изменившего характер пористости.

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

По типу природного резервуара различают залежи (ловушки): пластовые, массивные и литологически ограниченные со всех сторон (И.О. Брод).

В залежах пластового типа УВ-флюиды контролируются кровлей и подошвой конкретного пласта-коллектора (чаще всего это песчаная пачка), который ограничен сверху и снизу породами-флюидоупорами, движение флюида осуществляется вдоль пласта (латерально).

Залежи пластового типа подразделяются на полнопластовые и неполнопластовые (водоплавающие). Первые имеют внешний и внутренний контуры газо- (нефте-) носности, вторые – только внешний. В плане чаще всего имеют изометричную и удлиненную форму.

В залежах массивного типа УВ-флюиды удерживаются лишь породами покрышки, движение пластового флюида осуществляется во всех направлениях. Для массивной залежи характерны только внешние контуры газо- и нефтеносности. Массивные залежи чаще приурочены к карбонатным коллекторам, в плане чаще всего имеют форму круга.

Литологически ограниченные со всех сторон залежи окружены непроницаемыми породами, движение пластового флюида не происходит, а внешний и внутренний контуры газо- (нефте-) носности в плане имеют неправильные очертания. Залежи чаще приурочены к обломочным и нетрадиционным коллекторам, к линзовидным и неантиклинальным ловушкам.

В зависимости от продуктивности эксплуатационных скважин А.Э. Конторовичем разработана классификация по рабочим дебитам (таблица 4). Необходимо отметить, что например в США среднестатистический дебит нефтяной скважины составляет 2-5 т/сут. В РФ отмечается пренебрежительное отношение к мелким залежам и погоня только за крупным экономическим эффектом.

Таблица 4 – Классификация залежей по значениям рабочих дебитов (по А.Э. Конторовичу)

По сложности геологического строения выделяются залежи:

простого строения - однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, либо тектонических нарушений;

очень сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.

По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

К однофазным залежам относятся:

а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;

б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи двухфазные залежи подразделяются на:

а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (нефти более 0,75);

б) газо- или газоконденсатнонефтяные (нефти от 0,50 до 0,75);

в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (нефти от 0,25 до 0,50);

г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (нефти менее 0,25).

МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ И ЭКОЛОГИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ

В соответствии с Законом Российской Федерации от 21 февраля 1992 года N 2395-1 "О недрах" (Ведомости Съезда народных депутатов Российской Федерации и Верховного Совета Российской Федерации, 1992, N 16, ст.834; Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, N 10, ст.823; 1999, N 7, ст.879; 2000, N 2, ст.141; 2001, N 21, ст.2061; N 33, ст.3429; 2002, N 22, ст.2026; 2003, N 23, ст.2174; 2004, N 27, ст.2711; N 35, ст.3607; 2006, N 17, ст.1778; N 44, ст.4538; 2007, N 27, ст.3213; N 49, ст.6056; 2008, N 18, ст.1941; N 29, ст.3418, 3420; N 30, ст.3616; 2009, N 1, ст.17; N 29, ст.3601; N 52, ст.6450; 2010, N 21, ст.2527; N 31, ст.4155; 2011, N 15, ст.2018, 2025; N 30, ст.4567, 4570, 4572, 4590; N 48, ст.6732; N 49, ст.7042; N 50, ст.7343; N 50, ст.7359; 2012, N 25, ст.3264; N 31, ст.4322; N 53, ст.7648; 2013, N 19, ст.2312; N 30, ст.4060, 4061), Положением о Министерстве природных ресурсов и экологии Российской Федерации , утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 29 мая 2008 года N 404 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 22, ст.2581; N 42, ст.4825; N 46, ст.5337; 2009 N 3, ст.378; N 6, ст.738; N 33, ст.4088; N 34, ст.4192; N 49, ст.5976; 2010, N 5, ст.538; N 10, ст.1094; N 14, ст.1656; N 26, ст.3350; N 31, ст.4251, 4268; N 38, ст.4835; 2011, N 6, ст.888; N 14, ст.1935; N 36, ст.5149; 2012, N 7, ст.865; N 11, ст.1294; N 19, ст.2440; N 28, ст.3905; N 37, ст.5001; N 46, ст.6342; N 51, ст.7223; 2013, N 16, ст.1964; N 24, ст.2999; N 28, ст.3832; N 30, ст.4113; N 33, ст.4386; N 38, ст.4827), Положением о Федеральном агентстве по недропользованию , утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 17 июня 2004 года N 293 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 26, ст.2669; 2006, N 25, ст.2723; 2008, N 22, ст.2581; N 42, ст.4825; N 46, ст.5337; 2009, N 6, ст.738; N 33, ст.4081; N 38, ст.4489; 2010, N 26, ст.3350; 2011, N 14, ст.1935; 2013, N 10, ст.1027; N 28, ст.3832),

приказываю:

1. Утвердить прилагаемую Классификацию запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.

2. Ввести в действие Классификацию запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов с 1 января 2016 года.

Министр
С.Е.Донской

Зарегистрировано
в Министерстве юстиции
Российской Федерации
31 декабря 2013 года,
регистрационный N 30943

Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов

Приложение

I. Общие положения

1. Настоящая Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов устанавливает единые для Российской Федерации принципы подсчета и государственного учета запасов и ресурсов нефти, горючих газов (свободного газа, газа газовых шапок, газа, растворенного в нефти) и газового конденсата (далее - конденсат).

2. При определении запасов подлежат обязательному раздельному подсчету и учету запасы нефти, горючих газов (далее - газ), конденсата и содержащихся в них попутных компонентов (далее - компоненты). Запасы попутных компонентов, содержащихся в нефти, конденсате, свободном и растворенном газе, учитываются только в случае подтверждения целесообразности их извлечения технологическими и технико-экономическими расчетами.

3. Подсчет и учет запасов производят по наличию их в недрах по каждой залежи раздельно и месторождению в целом.

4. Ресурсы оцениваются и учитываются раздельно по нефти, газу и конденсату в пределах нефтегазоносных провинций, областей, районов, зон, площадей и отдельных ловушек по результатам геолого-разведочных работ.

5. Запасы залежей и месторождений подразделяются на:

количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, которое находится в недрах в изученных бурением залежах, наличие которых в недрах доказано пробной или промышленной эксплуатацией или испытанием скважин или обосновывается геолого-геофизическими исследованиями (геологические запасы);

часть геологических запасов, которая может быть добыта из залежи (месторождения) за весь срок разработки в рамках оптимальных проектных решений с использованием доступных технологий с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды (извлекаемые запасы).

6. Ресурсы не вскрытых бурением объектов с предполагаемой нефтегазоносностью подразделяются на:

количество нефти, газа и конденсата, содержащееся в не вскрытых бурением ловушках, нефтегазоносных или перспективных нефтегазоносных пластах, горизонтах или комплексах, наличие которых в недрах предполагается на основе геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований (геологические ресурсы);

часть геологических ресурсов, которую прогнозируется извлечь из недр с использованием доступных технологий с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды (извлекаемые ресурсы).

7. Запасы нефти, конденсата, а также содержащихся в нефти, конденсате и горючих газах компонентов подсчитываются и учитываются, а ресурсы нефти и конденсата оцениваются и учитываются в единицах массы.

8. Запасы горючих газов и гелия подсчитываются и учитываются, а ресурсы горючих газов оцениваются и учитываются в единицах объема.

9. Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов производятся при условиях, приведенных к стандартным (при давлении 0,1 МПа и температуре 20° С).

10. Месторождения и залежи нефти и газа для планирования геолого-разведочных работ и разработки месторождений и ведения учета запасов, содержащихся в них полезных ископаемых подразделяются по фазовому состоянию, по величине запасов и стадиям освоения.

II. Категории запасов нефти и газа

11. Запасы нефти и газа подразделяются по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности на категории: А (разрабатываемые, разбуренные), В (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные), В (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные), C (разведанные) и С (оцененные).

12. Запасы залежи / части залежи, разбуренные эксплуатационными скважинами и разрабатываемые в соответствии с утвержденным проектным документом (технологическим проектом разработки или дополнением к нему, технологической схемой разработки или дополнением к ней), относятся к категории А (разрабатываемые, разбуренные).

К категории А относятся запасы залежей / частей залежей, геологическое строение которых, форма и размеры определены, а флюидальные контакты обоснованы по данным бурения, опробования и материалам геофизических исследований скважин. Литологический состав, тип коллекторов, эффективные нефте- и газонасыщенные толщины, фильтрационно-емкостные свойства и нефте- и газонасыщенность, состав и свойства углеводородов в пластовых и стандартных условиях и технологические характеристики залежи (режим работы, дебиты нефти, газа, конденсата, продуктивность скважин) установлены по данным эксплуатации скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовое давление, температура, коэффициенты вытеснения определены по результатам гидродинамических исследований скважин и лабораторных исследований керна.

13. Запасы неразбуренных эксплуатационными скважинами залежей / частей залежей, разработка которых планируется в соответствии с утвержденным проектным документом (технологическим проектом разработки или дополнением к нему, технологической схемой разработки или дополнением к ней), изученные сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбуренные поисковыми, оценочными, разведочными, транзитными или углубленными эксплуатационными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа (отдельные скважины могут быть не опробованы, но продуктивность их предполагается по данным геофизических и геолого-технологических исследований, а также керна), относятся к категории B (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные).

14. Запасы залежей / частей залежей, не разбуренных эксплуатационными скважинами, разработка которых проектируется в соответствии с утвержденным проектным документом (технологическим проектом разработки или дополнением к нему, технологической схемой разработки или дополнением к ней), изученные сейсморазведкой или иными высокоточными методами, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований и испытанием отдельных скважин в процессе бурения, относятся к категории В (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные).

15. Запасы залежей / частей залежей, не введенных в промышленную разработку месторождений, на которых может осуществляться пробная эксплуатация или пробная эксплуатация отдельных скважин, относятся к категории С (разведанные).

Залежи должны быть изучены сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбурены поисковыми, оценочными, разведочными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа (отдельные скважины могут быть не опробованы, но продуктивность их предполагается по данным геофизических и геолого-технологических исследований, а также керна).

Для открываемых месторождений на акваториях морей, в том числе на континентальных шельфах морей Российской Федерации в территориальных морских водах, во внутренних морских водах, а также в Каспийском и Азовском морях, к запасам категории С относят залежь / часть залежи, вскрытую первой поисковой скважиной, в которой получены качественные результаты гидродинамического каротажа (ГДК), позволяющие оценить характер насыщенности пласта.

Геологическое строение залежи, фильтрационно-емкостные свойства пород - коллекторов, состав и свойства флюидов, гидродинамические характеристики, дебиты скважин изучены по результатам геолого-промысловых исследований скважин в процессе реализации проектов геолого-разведочных работ разведки, пробной эксплуатации отдельных скважин или проекта пробной эксплуатации.

16. Запасы залежей / частей залежей, не введенных в промышленную разработку месторождений, разрабатываемых на основании проекта пробной эксплуатации, пробной эксплуатации отдельных скважин, изученные сейсморазведкой или иными высокоточными методами, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований и испытанием отдельных скважин в процессе бурения, относятся к категории С (оцененные).

III. Категории ресурсов нефти и газа по степени геологической изученности

17. Ресурсы нефти, газа и конденсата по степени геологической изученности подразделяются на категории: D (подготовленные), Dл (локализованные), D (перспективные), D (прогнозируемые).

18. Критерием выделения категорий ресурсов по геологической изученности является изученность геологического строения и нефтегазоносности территории, геологического элемента или участка недр по площади и разрезу параметрическим и поисковым бурением, геофизическими, геохимическими и другими видами поисково-разведочных работ.

19. Ресурсы нефти, газа и конденсата возможно продуктивных пластов в подготовленных к бурению ловушках в районах с доказанной промышленной нефтегазоносностью или в не вскрытых бурением продуктивных пластах открытых месторождений. Форма, размеры и условия залегания предполагаемых залежей определены по результатам геолого-геофизических исследований, толщина и фильтрационно-емкостные свойства пластов, состав и свойства углеводородов принимаются по аналогии с открытыми месторождениями, относятся к категории D (подготовленные).

Подготовленные ресурсы категории D отражают возможность открытия залежей нефти и газа в подготовленной к поисковому бурению ловушке и используются для проектирования поисковых работ.

20. Ресурсы нефти, газа и конденсата возможно продуктивных пластов в ловушках, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований в пределах районов с доказанной промышленной нефтегазоносностью, относятся к категории Dл (локализованные).

Локализованные ресурсы нефти и газа используются при планировании геолого-разведочных работ по подготовке ловушек к поисковому бурению и подготовке ресурсов категории D.

21. Ресурсы нефти, газа и конденсата литолого-стратиграфических комплексов и горизонтов с промышленной нефтегазоносностью, доказанной в пределах крупных региональных структур. Количественная оценка перспективных ресурсов проводится по результатам региональных геологических, геофизических, геохимических исследований и по аналогии с изученными месторождениями, открытыми в пределах оцениваемого региона относятся к категории D (перспективные).

Перспективные ресурсы категории D отражают возможность открытия месторождений нефти и газа в оцениваемом регионе и используются для проектирования региональных геолого-разведочных работ на нефть и газ, выбора районов и установления очередности проведения на них поисковых работ.

22. Ресурсы нефти, газа и конденсата литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов определяются на основе имеющихся данных геологических, геофизических, геохимических исследований и по аналогии с другими более изученными регионами, где установлены разведанные месторождения нефти и газа, или вышележащими нефтегазоносными комплексами, относятся к категории D (прогнозируемые).

Прогнозируемые ресурсы категории D отражают потенциальную возможность открытия месторождений нефти и газа в регионе, промышленная нефтегазоносность которого не доказана, и используются для проектирования региональных геолого-разведочных работ на нефть и газ.

IV. Типы месторождений (залежей) нефти и газа по фазовому состоянию

23. В зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений в недрах месторождения (залежи) нефти и газа подразделяются на:

нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;

газонефтяные (ГН), в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему нефтяную часть залежи;

нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой и залежи, в которых газовая шапка превышает по объему нефтяную часть залежи;

газовые (Г), содержащие только газ;

газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом;

нефтегазоконденсатные (НТК), содержащие нефть, газ и конденсат.

V.Типы месторождений (залежей) газа по содержанию конденсата

24. В газовых залежах по содержанию конденсата (С5+в) выделяются следующие группы газоконденсатных залежей:

низкоконденсатные - с содержанием конденсата менее 25 г/м;

среднеконденсатные - с содержанием конденсата от 25 до 100 г/м;

высококонденсатные - с содержанием конденсата от 100 до 500 г/м;

уникальноконденсатные - с содержанием конденсата более 500 г/м.

VI. Градация месторождений нефти и газа по величине извлекаемых запасов

25. Месторождения нефти и газа по величине начальных извлекаемых запасов подразделяются на:

уникальные - более 300 млн.т нефти или 300 млрд.м газа;

крупные - от 30 до 300 млн.т нефти или от 30 до 300 млрд.м газа;

средние - от 5 до 30 млн.т нефти или от 5 до 30 млрд.м газа;

мелкие - от 1 до 5 млн.т нефти или от 1 до 5 млрд.м газа;

очень мелкие - менее 1 млн.т нефти, менее 1 млрд.м газа.

VII. Градация месторождений нефти и газа по сложности геологического строения

26. По сложности геологического строения выделяются месторождения (залежи):

простого строения - однофазные, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу;

сложного строения - одно- и двухфазные, характеризующиеся невыдержанностью толщин и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений;

очень сложного строения - одно- и двухфазные, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.

VIII.Распределение месторождений (залежей) нефти и газа по степени освоения

27. По степени освоения месторождения (залежи) нефти и газа подразделяются на:

разрабатываемые - месторождения, на которых осуществляется добыча углеводородов в соответствии с утвержденным проектным документом на разработку (технологическим проектом разработки или дополнением к нему или технологической схемой разработки или дополнением к ней);

разведываемые - месторождения, на которых проводятся геолого-разведочные работы, в том числе может осуществляться добыча в рамках проекта пробной эксплуатации залежи, месторождения или эксплуатация отдельных скважин.



Электронный текст документа
подготовлен ЗАО "Кодекс" и сверен по.

IV.3. Классификация залежей нефти и газа

Как и любая классификация, классификация нефтяных и газовых залежей может осуществляться по разным их признакам (параметрам): по форме, размерам, фазовым соотношениям между нефтью и газом и др.

По соотношению в залежи запасов нефти, газа и конденсата Н.Е.Еременко (1968) выделил семь классов залежей:

1. Нефтяные залежи , мало насыщенные газом. Это так называемая "мертвая" нефть. В таких залежах давление насыщения во много раз ниже пластового давления и иногда близко к атмосферному. Газовые шапки в них отсутствуют.

2. Нефтяные залежи, недонасыщенные газом. В них давление насыщения также ниже пластового, но разница между ними незначительная. Газовая шапка отсутствует.

3. Нефтяные залежи, насыщенные газом. Давление насыщения близко к пластовому. Залежь газовой шапки не имеет, однако при снижении давления в процессе разработки в них могут возникнуть газовые шапки.

4. Газонефтяная залежь – залежь нефти с газовой шапкой, имеет газовую, газонефтяную и нефтяную части (см. рис.4). Запасы нефти в залежи резко преобладает над запасами газа в газовой шапке.

5. Нефтегазовая залежь – залежь газа с нефтяной оторочкой. Имеет газовую, газонефтяную и нефтяную части. Запасы газа в переводе на условное топливо преобладает над запасами нефти в нефтяной оторочке. По энергоемкости 1 млн. тонн нефти приравнивается 1 млрд. м 3 газа.

6. Газоконденсатная залежь – залежь полужирного, жирного газа, содержащего растворенную нефть легких фракций – конденсат в количестве свыше 25 см 3 /м 3 . Содержание конденсата колеблется в значительных количествах. При падении давления в ходе разработки возможно появление жидкой – конденсатной фазы в виде оторочек в зоне ГВК. Некоторые газоконденсатные залежи содержат нефтяные оторочки значительных размеров. Такие залежи относятся к типу нефтегазоконденсатных.

7. Газовая залежь. Состоит из сухого (метанового) газа с низким конденсатным фактором (<25см 3 /м 3). Каждая залежь требует своих условий разработки, т.к. разные залежи обладают своими энергетическими ресурсами и разными режимами. Естественное продвижение нефти в направлении к забоям скважин осуществляется за счет следующих сил: сил всплывания нефти над водой, силы упругого напора – силы расширения растворенного газа при снижении давления в пласте в процессе разработки залежи, расширения нефти, расширения сжатой воды, напора законтурных вод, упругого напора сжатых пород. Все эти силы срабатывают одновременно с момента начала снижения давления в пласте. Продолжительность их действия зависит от общего энергетического ресурса залежи и способов ее разработки.

Наиболее популярной в нефтегазовой геологии является классификация залежей нефти и газа по типу резервуаров, и ловушек, разработанная И.О.Бродом (1953). По этому показателю им выделяется три основные группы залежей: пластовые, массивные и литологически ограниченные. Позже (1963) в отдельные группы были выделены стратиграфически и тектонически экранированные залежи (рис. 5).

8. Пластовые залежи. Залегают в пластовых резервуарах. Скопление нефти и газа формируются в той части резервуара, где существует ловушка. Здесь нефть и газ могут накапливаться и сохраняться от разрушения. Ловушки в пластовых резервуарах образуются на участках структурных изгибов в виде брахиантиклинальных и куполовидных складок, в зонах тектонического экранирования разрывными нарушениями, литологического замещения коллекторов покрышками и стратиграфического экранирования. Соответственно различаются:

1. Пластовые сводовые залежи. Они образуются в пластовых резервуарах в сводовых частях антиклинальных складок.

2. Пластовые тектонически экранированные залежи, образуются в пластах, нарушенных разломами.

3. Пластовые литологически экранированные залежи, образуются в зонах литологического замещения пласта-коллектора.

4. Пластовые стратиграфически экранированные залежи, образуются в пластах, срезанных эрозией и несогласно перекрытых более молодыми отложениями.

Типичными представителями пластовых сводовых залежей являются залежи нефтяных месторождений Среднего Приобья в Западной Сибири. Примерами стратиграфически экранированных залежей являются залежи Шаимского нефтеносного района.

9. Массивные залежи. Образуются в резервуарах массивного типа под перекрывающими их флюидоупорами (покрышками). Различаются три разновидности массивных залежей:

1. Массивные сводовые (антиклинальные).

2. Массивные в погребенных рифовых массивах, состоящих из биогенных известняков.

3. Массивные в эрозионных выступах погребенного древнего рельефа, сложенных выветрелыми трещиноватыми породами-коллекторами.

Примерами массивных сводовых залежей являются залежи сеноманского газа в Западной Сибири, в том числе такие гигантские залежи, как Губкинское, Медвежье, Заполярное, Ямбургское, Уренгойское месторождения. Эти залежи образовались на глубине 800 – 1000м. под региональной глинистой покрышкой туронского яруса в сводовых частях антиклинальных складок валообразной и куполовидной форм, сложенных слабо уплотненными песчаниками и алевролитами.

10. Литологические залежи формируются в резервуарах литологически ограниченного типа. Такие резервуары состоят из песков, песчаников и имеют сложные, иногда весьма причудливые формы. Образовались в прибрежных частях древних морей – в узких заливах, на пляжах, баровых островах, вокруг островов и др. Часто это песчаные отложения погребенных русел древних рек, пойм и подпойменных террас. Залежи имеют формы пластов, линз, карманов, колец, полуколец, козырьков, рукавов, шнурков, полос и т.д. Шнурковые (рукавообразные) залежи широко развиты в Апшероно-Нижнекуринской провинции и на некоторых месторождениях Северной Америки. Честь их открытия принадлежит академику И.М.Губкину (1911 год), который впервые их выявил и описал

на примере месторождений нефти в Майкопском районе на Северном Кавказе.

Рис.4 Основные элементы залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов.

А – нефтяная залежь пластового сводового типа. Б – нефтяная залежь с газовой шапкой, пластового сводового типа.

Условные обозначения: 1 – водо-нефтяная часть залежи; 2 – нефтяная часть залежи; 3 – газонефтяная часть залежи; h – высота залежи; h Г – высота газовой части; h Н – высота нефтяной части.

Рис. 5 Классификация залежей нефти и газа по типам резервуаров и ловушек. Составил Е.М.Максимов.

Условные обозначения: 1 – пласты-коллекторы; 2 – зоны трещиноватости; 3 – залежь нефти; 4 – границы стратиграфические и литологические; 5 – линии тектонических нарушений; 6 – изолинии глубины залегания по кровле пласта в метрах.