Ценность любого месторождения нефти и газа в первую очередь определяется величиной запасов основных полезных ископаемых, которые слагаются из запасов выявленных в его пределах залежей.

Особенности залегания нефти и газа в недрах требуют проведения исследований, направленных на изучение:

1) флюидов основных полезных ископаемых (нефти , газа , конденсата), попутных полезных ископаемых (подземных вод), а также содержащихся в тех и других полезных компонентов;

2) пород-коллекторов в пределах ловушек, пустотное пространство которых служит вместилищем флюидов;

3) условий залегания флюидов в ловушках;

4) основных особенностей залежей, определяющих условия их разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовое давление, дебиты нефти , газа и конденсата, гидропроводность пластов и т. д.);

5) процессов, протекающих в недрах при формировании залежей и их разработке.

ФЛЮИДЫ

Нефть, газ и конденсат представляют собой природные смеси углеводородных и неуглеводородных соединений.

НЕФТЬ - природная смесь, состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой (СпН2п+2), нафтеновой (СпНап) и ароматической (СпН2п-2) групп, которые в пластовых и стандартных условиях находятся в жидкой фазе. Кроме углеводородов (УВ) в нефтях присутствуют сернистые, азотистые, кислородные соединения, металлорганические комплексы. Кислород в нефтях обычно входит в состав нафтеновых и жирных кислот, смол и асфальтенов. К постоянным компонентам нефти относится сера, которая присутствует как в виде различных соединений, так и в свободном состоянии. В большинстве нефтей в пластовых условиях в том или ином количестве содержится растворенный газ.

По составу углеводородной и неуглеводородной частей нефти подразделяются на ряд типов, основными показателями которых являются групповой углеводородный состав, фракционный состав, содержание неуглеводородных компонентов, асфальтенов и смол.

По групповому углеводородному составу (в процентах по массе) выделяются нефти метановые, нафтеновые и ароматические.

Фракционный состав отражает относительное содержание (в процентах по массе) различных фракций нефтей, выкипающих при разгонке до 350° С, и масляных фракций (дистиллятов), выкипающих при температуре выше 350 °С.

Свойства нефтей в стандартных условиях существенно отличаются от их свойств в пластовых условиях вследствие повышенного содержания в них растворенного газа при высоких температуре и давлении в недрах. Для подсчета запасов, рациональной их разработки, первичной подготовки, транспортировки и переработки нефтей свойства их определяются раздельно для этих условий. В стандартных условиях к основным параметрам нефтей относятся плотность, молекулярная масса, вязкость, температура застывания и кипения, а для пластовых условий определяются газосодержание, давление насыщения растворенным газом, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, коэффициент теплового расширения, плотность и вязкость.

ГАЗЫ - природная смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе в виде отдельных скоплений либо в растворенном в нефти или воде состоянии, а в стандартных условиях - только в газообразной фазе. К основным компонентам пластового газа относятся метан и его гомологи - этан, пропан, бутаны. Газ часто содержит сероводород, гелий, оксид углерода, азот и инертные газы, иногда ртуть. Этан при содержании в газе 3 % и более, гелий при концентрации в свободном газе 0,05 % и в растворенном в нефти газе 0,035 %, а также сероводород при содержании 0,5 % (по объему) имеют промышленное значение.

Важнейшие параметры газа - молекулярная масса, плотность в стандартных условиях, относительная плотность по воздуху, среднекритические температура и давление, коэффициент сверхсжимаемости, объемный коэффициент, вязкость, гидратообразование, теплота сгорания.

КОНДЕНСАТ - природная смесь в основном легких углеводородных соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденсации. В стандартных условиях конденсат (стабильный) находится в жидком состоянии и не содержит газообразных УВ. В состав конденсата могут входить сера и парафин. Конденсаты различаются по групповому и фракционному составу. К основным параметрам пластового газа, содержащего конденсат, кроме перечисленных выше, относятся также конденсатно-газовый фактор и давление начала конденсации. Конденсат характеризуется плотностью и вязкостью в стандартных условиях.

ПОДЗЕМНЫЕ (ПЛАСТОВЫЕ) ВОДЫ образуют с залежами нефти и газа единую гидродинамическую систему и служат одним из основных источников пластовой энергии. Подземные воды содержат растворенные соли, ионы, коллоиды и газы . Суммарное содержание в воде растворенных ионов, солей и коллоидов определяет ее основное свойство – минерализацию. Йод, бром, бор, стронций могут содержаться в подземных водах в количествах, позволяющих осуществлять их разработку. Из газов, растворенных в подземных водах, основными считаются СО2, N2, СН4. Для подземных вод определяются также плотность, вязкость, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, величина поверхностного натяжения.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

Природным резервуаром (по И.О. Броду) называется природная емкость для нефти , газа и воды, внутри которой они могут циркулировать и форма которой обусловлена соотношением коллектора с вмещающим его (коллектор) плохо проницаемыми породами.

Нефть и газ аккумулируются в пустотном пространстве пород-коллекторов природных резервуаров в пределах ловушек, образуя естественные скопления. Ловушками нефти и газа называются части природных резервуаров, в которых благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а также тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа.

Строение природных резервуаров определяется их типом, вещественным составом слагающих их пород, типом пустотного пространства пород-коллекторов и выдержанностью этих пород по площади.

Различают три основных типа резервуаров: пластовые, массивные и литологически ограниченные. Они могут быть сложены породами разного вещественного состава: терригенными, карбонатными, эвапоритовыми, вулканогенными. Особую роль при этом играет и цементирующее вещество породы - коллектора.

Породы - коллекторы разного вещественного состава характеризуются соответствующим типом пустотного пространства - поровым, трещинным, кавернозным, смешанным в разных сочетаниях, что в целом определяет его структуру.

Величина пустотного пространства оценивается в долях единицы следующими коэффициентами:

Пустотность в целом – k п у с т

Пористость – k п

Трещиноватость – k т р

Кавернозность – k к а в

Вторичная трещиноватость – k в т. п у с т

Вторичная кавернозность – k в т. п у ст

Под пустотностью понимаются все виды пустот в породах, образованных порами, кавернами и трещинами:

k п у с т = k п + k т р + k к а в

В поровом коллекторе по сообщаемости пор друг с другом различают пористость общую, открытую, закрытую, оцениваемые соответственно коэффициентами k п общ, k п о, k п з.

k п о б щ = k п о + k п з

Водонасыщенные породы характеризуются коэффициентом водонасыщенности

k в = k в о + k в п,

где k в п – коэффициент подвижной водонасыщенности.

Коэффициентом нефтенасыщенности kн (газонасыщенности kг) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства. Часть открытого пустотного пространства в зонах предельного насыщения нефтяных (газовых ) залежей занята остаточной водой. Ее доля в открытом пустотном пространстве оценивается коэффициентом остаточной водонасыщенности kво.

В нефтенасыщенном коллекторе

k в о + k н = 1

Соответственно в газонасыщенном коллекторе

k в о + k г = 1

Если вместе с остаточной водой содержится и остаточная нефть, то

k в о + k г + k н = 1

В переходных зонах доля пустотного пространства, насыщенного водой, возрастает за счет подвижной воды. В этих зонах и ниже ВНК насыщение открытого пустотного пространства водой оценивается коэффициентом водонасыщенности k в.

Соответственно

k в + k н = 1; k в + k г = 1

Минимальные значения параметров, характеризующих насыщение коллекторов нефтью или газом на контакте нефть - газ (газ - вода), названы граничными значениями. В отличие от них минимальные значения параметров продуктивных пластов, характеризующих породу как коллектор, названы кондиционными значениями.

В трещинном коллекторе емкостные свойства коллектора определяются трещиноватостью, обусловленной системой трещин разной раскрытости, протяженности и пространственной ориентации. Система трещин разделяет породу на блоки непроницаемой матрицы, для которых характерны

k п р. б л = 0 и k п. о. э ф б л = 0

В трещинно-каверновом коллекторе отношение k к а в / k т р составляет 5 – 10, возрастая в закарстованных известняках.

По способности пор принимать, содержать и отдавать свободную жидкость или газ выделяют пористость эффективную, оцениваемую коэффициентом

k п о э ф = k п о (1 - k в о),

где k в о – коэффициент остаточной (несжижаемой) водонасыщенности.

Всем продуктивным пластам в той или иной мере свойственна неоднородность, выражающаяся в изменчивости формы залегания и физических свойств коллекторов в пределах рассматриваемого пласта. Неоднородность продуктивного пласта оказывает существенное влияние на распределение запасов нефти и газа и характер фильтрации жидкостей и газа .

Изменчивость формы продуктивного пласта определяется неодинаковой его толщиной (общей и эффективной), расчлененностью, выклиниванием всего пласта и слагающих его пропластков, их литолого-фациальным замещением непроницаемыми разностями, слиянием.

Изменчивость физических свойств продуктивного пласта обусловливается в первую очередь различием его коллекторских свойств: пустотности в целом и ее видов - пористости, трещиноватости, кавернозности. На коллекторские свойства влияют окатанность, отсортированность и упаковка зерен, извилистость и размеры поровых каналов, величина удельной поверхности. Важными свойствами пород - коллекторов являются их плотность и сжимаемость.

УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ ФЛЮИДОВ В ЗАЛЕЖИ

Любое естественное скопление нефти и газа в ловушке называется залежью.

Газ, нефть и вода в залежи распределяются под воздействием гравитационного фактора, т. е. в зависимости от их плотности. Обычно газ и нефть занимают верхнюю часть ловушки, а вода подпирает их снизу, заполняя всю остальную часть резервуара. Газ и нефть в свою очередь также распределяются под влиянием гравитационного фактора: газ как более легкий располагается над нефтью.

Условия залегания нефти и газа в залежах определяются гипсометрическим положением водонефтяного (ВНК), газоводяного (ГВК) и газонефтяного (ГНК.) контактов; высотой залежи; размерами нефтяной , газовой, водонефтяной, газонефтяной и газоводяной зон, нефтегазонасыщенной толщиной пласта, величинами начальной и остаточной нефтенасыщенности и газонасыщенности пород - коллекторов и их изменением по площади и разрезу; начальными пластовыми давлением и температурой.

ОСНОВНЫЕ ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ

В зависимости от строения резервуара выделяются следующие основные типы залежей нефти и газа : пластовый (рис. 1); массивный; литологически или стратиграфически ограниченный; тектонически экранированный.

Залежь нефти и газа может быть приурочена к одному изолированному природному резервуару или связана с группой гидродинамически сообщающихся природных резервуаров, в которых отметки газожидкостного и водонефтяного контактов соответственно одинаковы. Во втором случае залежь выделяется как массивная или пластово-массивная.

Рис. 1. Схема пластовой сводовой залежи.

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

КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ПО ФАЗОВОМУ СОСТОЯНИЮ УВ

В зависимости от фазового состояния и основного состава углеводородных соединений в недрах залежи нефти и газа подразделяются на (рис. 2):

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

Газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные); в газонефтяных залежах основная по объему часть нефтяная и меньшая - газовая (газовая шапка); в нефтегазовых - газовая шапка превышает по объему нефтяную часть системы; к нефтегазовым относятся также залежи с крайне незначительной по объему нефтяной частью - нефтяной оторочкой;

Газовые, содержащие только газ

- газоконденсатнонефтяные и нефтегазоконденсатные: в первых - основная по объему нефтяная часть, а во вторых – газоконденсатная (рис. 2).

ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЕ УСЛОВИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ

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

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

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

1. Введение……………………………………………………………

2. Происхождение нефти и газа…………………………………

3. Породы, содержащие нефть и природные газы………………

4. Понятия: "месторождение", "ловушка", "залежь", "пласт"….

5. Залежи и месторождения нефти и газа……………………….

6. Мировые запасы нефти и газа ……………………………..

7. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов в России

8. Группы запасов нефти и газа………………………………

Заключение………………………………………………………..

Список использованной литературы…………………………….

Введение

«Нефть и газ приковывали к себе внимание с незапамятных времен. Народы разных стран использовали нефть, асфальты и битумы в медицине, строительстве, в качестве топлива, смазки, освещения и в военных целях. В настоящее время технический прогресс во всех отраслях промышленности связан с применением нефти и газа» .

Нефть и газ играют большую роль в развитии народного хо­зяйства нашей страны. Нефть и газ как наиболее эффектив­ные и энергоемкие из всех природных веществ имеют домини­рующее положение в энергетике.

Почти все автомобили и самолеты, а также значительная часть судов и локомотивов работают на нефтепродуктах. Про­изводное нефти - керосин с жидким кислородом применяют в ракетной технике, где особенно остро стоит проблема энерго­емкости топлива.

Ценность нефти как топлива определяется ее энергетиче­скими свойствами, ее физическим состоянием, достаточной ста­бильностью при хранении и транспортировке, малой токсич­ностью.

Но не менее ценна - нефть как сырье для химической про­мышленности. Сегодня нефтехимическая промышленность охва­тывает производство синтетических материалов и изделий глав­ным образом на основе продуктов переработки нефти и при­родного газа (синтетический каучук, продукты основного органического синтеза, сажа, резиновые, асботехнические и дру­гие изделия).

Газ - высококалорийное топливо. Это отличное сырье для химического производства. Он в известном смысле заменяет кокс, являясь технологическим компонентом при выплавке ме­таллов, используется в цементном производстве и для выработки электроэнергии, нашел широкое применение в быту.

1. Происхождение нефти и газа

Существуют разные теории происхождения нефти и газа. Одни из них предполагают неорганическое, а другие - органи­ческое образование этих полезных ископаемых.

Приведу сущность некоторых из них.

К ядру Земли движется по трещинам вода. В условиях вы­соких температур и давлений водяной пар реагирует с карбидами тяжелых металлов, в результате чего образуются их окислы и углеводороды, т. е. компоненты нефти и газа. Пары углеводородов поднимаются в верхние холодные зоны Земли, там конденсируются и скапливаются в трещинах, пустотах и порах, образуя залежи.

Другая гипотеза о космическом происхождении нефти. Земля образовывалась из рассеянного в протосолнечной системе газопылевого вещества. В газовой оболочке Земли содержались углеводороды. По мере остывания Земли и перехода ее из огненно-жидкого состояния в жидкостно-твердое углеводороды поглощались остывающим веществом. В наиболее остывших верхних слоях Земли они конденсировались, перемещались по трещинам и скапливались в определенных зонах, образуя за­лежи нефти и газа.

Так объясняют предполагаемое неорганическое происхож­дение нефти и газа.

Общепринятой является теория органического образования нефти и газа. Остатки животных и растительных организмов, разлагаясь в недрах Земли без доступа кислорода под действием высоких температур и давлений, образовали углеводороды - компоненты нефти и газа.

Нефтеобразование связано с процессами образования и последующих изменений осадочных горных пород в значительно опустившихся бассейнах. Этот процесс многоступенчатый: нефть состоит из компонентов, которые образовались в раз­личные периоды. Некоторые составные части ее возникли еще в живых организмах. Следующее поколение компонентов нефти образовалось в процессе преобразования рыхлых осадков в осадочные горные породы в верхней зоне земной коры.

Нефть насыщает горную породу, которая с течением вре­мени подвергается действию все большего горного давления в связи с увеличением толщи осадочных горных пород. Под влиянием этого давления нефть перемещалась в более пори­стые породы, в результате чего образовались залежи.

Подтверждением органическому происхождению нефти яв­ляются следующие факторы. Нефтяные залежи почти отсут­ствуют в вулканических областях и тех районах, которые сло­жены породами, изверженными с больших глубин. Преобладаю­щее большинство известных скоплений нефти и газа связано с осадочными толщами горных пород.

2. Породы, содержащие нефть и природные газы

Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке мест их скоплений, называются коллекторами. Большинство пород-коллек­торов осадочного происхождения. Коллекторами нефти и газа являются, пески, песчаники, алевролиты, алевриты, некоторые глинистые породы, известняки, мел, доломиты.

Породы-коллекторы характеризуются двумя признаками - пористостью и проницаемостью. Пористость характеризует объем пустот в породе, а проницаемость - способность проникновения нефти, воды или газа через породу. Не все по­ристые породы проницаемы для нефти и газа. Проницаемость зависит от размера пустот или пор, зерен, взаимного располо­жения и плотности укладки частиц, трещиноватости пород. Сверхкапиллярные пустоты имеют размеры >0,5 мм, капиллярные 0,5-0,0002 мм, субкапиллярные <0,0002 мм. Движение нефти в пласте возможно лишь по сообщающимся между собой поровым каналам размером >0,0002 мм.

Различают общую, открытую и эффективную пористость. Общая пористость - это объем всех пор в породе. Открытая по­ристость-это объем только тех пор, которые сообщаются между собой. Эффективная пористость определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разра­ботке мест ее скопления. Значение пористости достигает 40%.

При разработке мест скопления нефти и газа иногда при­меняют искусственные методы увеличения пористости и прони­цаемости.

Коллекторские свойства нефтегазоносных пластов часто из­меняются на небольших расстояниях в одном и том же пласте.

Скопления нефти и газа в породах-коллекторах перекры­ваются непроницаемыми для нефти, газа и воды породами. Та­кие породы называются покрышками. Роль их выполняют глины, соли, гипсы, ангидриты и др.

Породы-покрышки бывают различными по толщине, плотно­сти, проницаемости, минералогическому составу и характеру распространения.

Вместе с тем абсолютно непроницаемых покрышек для нефти и газа в природе не существует. Самыми лучшими явля­ются те породы-покрышки, которые имеют высокую экранирую­щую способность, т. е. незначительную абсолютную проницае­мость по газу.

Если порода-коллектор содержит нефть, газ или воду и экранирована плохо проницаемыми породами, то ее называют природным резервуаром.

Природные резервуары бывают пла­стовыми, массивными и литологически ограниченными со всех сторон.

Пластовый резервуар-это коллектор, значительно рас­пространенный по площади (сотни и тысячи квадратных кило­метров) и небольшой толщины (от долей до десятков метров), часто содержит отдельные линзовидные прослойки непроницае­мых пород (рис. 1).

Массивный резервуар - это массивная толща пластов-кол­лекторов, в которой могут быть непроницаемые прослои. Все пласты проницаемых пород сообщаются между собой, представ­ляя единый резервуар.

Литологически ограниченный природный резервуар практи­чески окружен со всех сторон непроницаемыми породами (на­пример, линза песков в толще глинистых пород).

Нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный во­дой, начинают перемещаться (мигрировать), стремятся занять самое высокое положение в нем. Это происходит в результате разных плотностей нефти, газа и воды и

действия сил грави­тации (тяготения). Сначала газ и нефть перемещаются до кровли природного резервуара (кровли пласта-коллектора - или подошвы пласта-покрышки). Если пласт наклонный, то они продвигаются вдоль его кровли до выхода на поверхность зем­ной коры или до какого-либо препятствия (литологический эк­ран, изменение наклона пласта на противоположное). В первом случае нефть, выходящая на поверхность, поглощается поро­дами, окружающими место обнажения пласта, а газ улетучива­ется в атмосферу, во втором - перед барьером образуется скопление нефти и газа, экранированное каким-либо препятствием. Часть природного резервуара, в котором могут экранироваться нефть и газ и образоваться их скопление, называется ловушкой. В ловушке нефть и газ находятся в состоянии относительного покоя. Литологически замкнутый природный резервуар сам яв­ляется ловушкой.

В природе встречаются ловушки разных форм (структурные, стратиграфические, литологические и рифогенные).

3. Понятия: "месторождение", "ловушка", "залежь", "пласт"

Месторождение нефти и газа -это совокупность за­лежей нефти и газа, приуроченных к одной или нескольким естественным ловушкам в недрах одной и той же ограниченной по размерам площади, контролируемой единым структурным элементом.

Ловушка – часть природного резервуара, в котором со временем устанавливается равновесное состояние воды, нефти и газа. Так как плотность газа наименьшая, он скапливается в верхней части ловушки. Ниже газа располагается нефть. Вода, как наиболее тяжёлая жидкость, скапливается в нижней части ловушки.

В ловушке любой формы при благоприятных условиях может скопиться значительное количество нефти и газа. Такая ловушка называется залежью. Форма и размер залежи обусловливаются формой и размером ловушки.

Пласт – массив какой-либо породы, представленный в основном в виде горизонтального слоя этой породы, заключённого между двумя слоями других пород. Верхняя поверхность пласта называется кровлей, нижняя – подошвой. Расстояние между кровлей и подошвой называют мощностью пласта. Основными элементами, характеризующими залегание пласта, являются направление падения, простирание и угол наклона.

5. Залежи и месторождения нефти и газа

Залежи нефти и газа - это естественное их скопление в про­ницаемых пористых или трещиноватых коллекторах. Форма и размер залежи обусловливаются формой и размером ловушки. Газ, нефть и вода располагаются в ловушке согласно их плотностям (рис. 2). Газ - в кровельной части природного резерву­ара под крышкой, ниже-нефть, а еще ниже-вода. Поверх­ности контактов газа и нефти, нефти и воды называются соот­ветственно поверхностями газонефтяного и водонефтяного контакта. Линия пересечения этой поверхности (газонефтяного или водонефтяного контакта) с кровлей продуктивного пласта называется внешним контуром газоносности или нефтеносности. Линия пересечения поверхности водонефтяного (газонефтяного) контакта с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности (газоносности).

Газовая шапка - это скопление свободного газа над нефтью в залежи. Она образуется в том случае, если давление в за­лежи равно давлению насыщения нефти газом при данной тем­пературе в пласте. Если пластовое давление выше давления на­сыщения, то весь газ растворится в нефти.

Если в ловушке газа и нефти недостаточно для заполнения всей толщины пласта, то внутренние контуры газоносности или нефтеносности отсутствуют (у залежей в массивных природных резервуарах).

Длину, ширину и площадь залежи определяют по ее проек­ции (изображению) на горизонтальную плоскость внутри внеш­него контура нефтеносности (газоносности). Высота залежи - это расстояние по вертикали от подошвы до ее наивысшей точки.

Залежи генетически связаны с ловушками, поэтому их, как и ловушки, подразделяют на структурные, литологические, рифогенные и стратиграфические.

Совокупность залежей нефти и газа, приуроченных к одной или нескольким естественным ловушкам в недрах земной коры одной и той же ограниченной по размерам площади, называ­ется месторождением нефти и газа (естественное скоп­ление нефти и газа в каком-нибудь участке земной коры в боль­ших количествах).

Единичная залежь считается месторождением, если с уче­том запасов нефти и газа целесообразно вести ее промышлен­ную разработку. Несколько залежей входит в одно месторож­дение при условии, если они имеют однотипные структуры и тре­буют одинакового подхода к их разработке.

Месторождения нефти и газа делятся на два класса:

I класс - месторождения, сформировавшиеся в геосинкли­нальных областях (например, в Азербайджане, Узбекистане);

II класс-месторождения, сформировавшиеся в платфор­менных областях (например, в Западной Сибири).

Совокупность смежных и сходных по своему геологическому строению месторождений нефти и газа, приуроченных к опре­деленной и в целом единой группе генетически связанных между собой локальных ловушек, представляет собой зону нефтегазонакопления.

В состав крупных нефтегазоносных территорий входят: нефтегазоносные области и нефтегазоносные провинции.

Нефтегазоносный район - это часть нефтегазоносной обла­сти, объединяющая зоны нефтенакопления и выделяющаяся по географическому или геоструктурному признаку.

Нефтегазоносная область - территория, приуроченная к од­ному из крупных геоструктурных элементов (сводам, впадинам, прогибам и т. д.), и имеющая с ним общее геологическое строе­ние и геологическую историю развития.

Нефтегазоносная провинция - единая геологическая провин­ция, объединяющая смежные нефтегазоносные области и харак­теризующаяся общностью стратиграфического положения основ­ных нефтегазоносных отложений в разрезе и сходством глав­ных черт региональной геологии.

6. Мировые запасы нефти и газа

Потребление энергоносителей в мире непрерывно растет. Естественно, возникает вопрос: надолго ли их хватит?

Сведения одоказанных запасах нефти, а также их объемах в 1996 г. приведены в таблице 1. При ее составлении по каждому региону выбраны страны с наибольшими запасами «черного золота».

Регион, страна	Доказанные запасы		Добыча нефти в 1996г.		Кратность запасов,
млрд.т	% от	млн. т	% от	лет
мировых	мировых
1	2	3	4	5	6
Азия и
Океания, всего	5,79	4,2	354,0	11,2	16,4
в том числе:
Китай	3,29	2,4	156,4	4,9	21,0
Индонезия	0,68	0,5	75,8	2,4	9,0
Индия	0,59	0,4	32,1	1,0	18,4
Северная и
Латинская
Америка, всего	21,26	15,2	849,2	26,8	25,0
в том числе:
Венесуэла	8,88	6,4	147,8	4,7	60,1
Мексика	6,68	4,8	142,7	4,5	46,8
США	3,06	2,2	323,8	10,2	9,5
Африка, всего	9,25	6,6	334,4	10,6	27,7
в том числе:
Ливия	4,04	2,9	70,1 ,	| 2 " 2	58,0
Нигерия	2,13	1,5	100,7	3,2	21,2
Алжир	1,26	0,9	40,8	1,3	30,9
Ближний и
Средний
Восток всего	92,65	66,4	952,0	30,0	97,3
в том числе:
Саудовская	35,48	25,4	392,0	12,4	90,5
Аравия
Ирак	15,34	11,0	30,0	0,9	511,3
Кувейт	12,88	9,2	90,9	2,9	141,7
Иран	12,74	9,1	183,8	5,8	69,3
Абу-Даби	12,63	9,0	92,3	2,9	136,8
1	2	3	4	5	6
Восточная
Европа,всего	8,10	5,8	364,1	11,5	22,3
в том числе
СНГ	7,81	5,6	352,2	11,1	22,2
Румыния	0,22	0,2	6,8	0,2	32,4
Албания	0,02	менее 0,1	0,5	менее 0,1	40,0
Западная
Европа,всего	2,52	1,8	315,0	9,9	8,0
в том числе:
Норвегия	1,54	1,1	154,3	4,9	10,0
Великобритания	0,62	0,4	131,6	4,2	4,7
Дания	0,13	0,1	10,3	0,3	12,6
Всего в мире	139,57	100,0	3168,8	100,0	44,1

Доказанные запасы - это лишь одна составляющая нефтяных ресурсов. Кроме них существуют также вероятные и возможные запасы.

Доказанные запасы - это часть резервов, которая наверняка будет извлечена из освоенных месторождений при имеющихся экономических и технических условиях.

Вероятные запасы - это часть резервов, геологические и инженерные, данные о которой еще недостаточны для однозначного суждения о возможности разработки в существующих экономических и технических условиях, но которая может быть экономически эффективной уже при небольшом увеличении информации о соответствующих месторождениях и развитии технологии добычи.

Возможные запасы - это часть резервов, геологическая информация о которых достаточна лишь для того, чтобы дать хотя бы приблизительную оценку затрат на добычу или ориентировочно указать оптимальный метод извлечения, но лишь с невысокой степенью вероятности (такая оценка ориентировочна и зависит от индивидуальной точки зрения).

Вероятные и возможные запасы отличаются от доказанных тем, что или их нецелесообразно разрабатывать при нынешнем уровне цен и применяемых технологиях, или информация о них недостаточна.

«В различных регионах мира открыто около 40 тысяч нефтяных и газовых месторождений. Добыча нефти и газа ведется на территориях и акваториях более 75 стран мира» .

Из таблицы 1 видно, чтонаиболее богаты нефтью страны Ближнего и Среднего Востока - здесь сосредоточено 66,4 % ее мировых запасов. При сохранении нынешних темпов добычи этих запасов хватит в среднем на 97,3 года. Больше всего нефти в Саудовской Аравии (35,48 млрд. т). Далее в порядке убывания следуют Ирак (15,34 млрд. т), Кувейт (12,88), Иран (12,74), Абу-Даби (12,63). Суммарные запасы нефти пере­численных стран составляют свыше 96 % запасов региона в целом.

Второй по запасам нефти регион - Северная и Латинская Америка. Здесь сосредоточено 15,2 % мировых запасов «черного золота». Его хватит в среднем на 25 лет. Наибольшими запасами нефти здесь обладает Венесуэла (8,88 млрд. т), относительно богаты недра Мексики (6,68) и США (3,06).

В недрах Африки сосредоточено 9,25 млрд. т нефти (6,6 % от мировых запасов). При нынешнем уровне добычи этих запасов хватит в среднем на 27,7 года. Больше всего нефти в данном регионе у Ливии (4,04 млрд. т), Нигерии (2,13) и Алжира (1,26).

Восточная Европа занимает 4-е место в мире по запасам нефти (5,8 % мировых). Здесь вне конкуренции страны СНГ (7,81 млрд. т). У Румынии запасы значительно меньше - около 220 млн. т. Третья по запа­сам страна Восточной Европы - Албания - располагает всего 20 млн. т. нефти.

В недрах Азии и Океании находится около 4,2 % мировых запа­сов «черного золота», из которых около 57 % приходится на долю Китая.

Наименьшими запасами нефти в мире располагает Западная Европа - менее 2 % мировых. Свыше половины из них – собственность Норвегии (1,54 млрд. т), примерно четвертая часть – Великобритании (0,62).

В целом доказанные запасы нефти в мире в 1996 г. составляли 139,6 млрд. т., которых при нынешнем уровне добычи хватит на 44,1 года.

Мрачные прогнозы о том, что «нефть кончается» звучат уже давно. В 1935 г. ученые предрекали, что через 15...20 лет все известные месторождения нефти будут выработаны. Предсказание не сбылось. В 1955 г. мировая добыча нефти составила свыше 700 млн. т. В 1951 г. ожидали, что «нефть исчезнет через 25 лет». Но в 1976 г. люди умудрились выкачать из недр около 3 млрд. т нефти. Одновременно сроки исчерпания нефтяных кладовых планеты перенесли на XXI в.

Сбудется ли этот прогноз? Скорее всего нет.

Доказанные запасы нефти в странах мира постоянно уточняются. В таблице 2 приведена динамика изменения доказанных запасов в ряде ведущих нефтедобывающих стран мира.

Таблица 2. Динамика изменения доказанных запасов нефти в странах мира, млрд. т.

Страна	1961 г .	1965 г .	1981 г .	1993 г .	1995 г .
Венесуэла	2,0	2,4	2,5	8,6	8,8
Ирак	3,6	3,4	4,1	13,6	13,7
Иран	5,6	5,5	7,9	12,6	12,1
Кувейт	8,4	8,4	8.9	12,8	12,9
Мексика	-	-	6,0	6,9	6,8
Нигерия	0,1	0,4	2,3	2,4	2,9
Саудовская	6,5	8,1	22,6	35,2	35,4
Аравия
США	4,3	4,3	3,6	3,2	3,1

Из таблицы видно, что доказанные запасы нефти в абсолютном большинстве стран более, чем за 30 лет не только не уменьшились, а возросли в несколько раз. Можно ожидать, что эта тенденция сохранится и в будущем.

Однако по мере сокращения доказанных запасов цены на нефть возрастают. Появляются новые, более прогрессивные технологии нефтедобычи. В связи с этим, в конце концов, вероятные и возможные запасы нефти перейдут в доказанные.

Учитывая, что величины всех трех типов запасов соизмеримы, сроки начала «нефтяного голода» можно отодвинуть еще на несколько десятков лет. Даже, если предположить, что ни одного нового нефтяного месторождения за это время открыто не будет.

Широкое применение в мире природного газа началось лишь в 50-х годах нашего столетия. С этого же времени ученые начали серьезно заниматься изучением его запасов. Об изменении доказанных запасов природного газа в мире можно судить по данным табл. 3.

Таблица 3. Доказанные запасы природного газа в мире

Нетрудно видеть, что во всех регионах, кроме Западной Европы, доказанные запасы природного газа с 1975 по 1996 г. увеличились. Соответственно и мировые запасы газа возросли с 65 до 140 трлн. м 3 . Если в 1975 г. крупнейшими запасами газа обладали страны Ближне­го и Среднего Востока, то в 1996 г. - страны СНГ (56 трлн. м 3) и прежде всего Россия.

На 2-ом месте по доказанным запасам газа находится Иран (21 трлн. м 3). Далее следуют Катар (7,1), Абу-Даби (5,4), Саудовская Аравия (5,3), США (4,7).

Общие мировые ресурсы природного газа (с учетом вероятных и возможных запасов) оцениваются в 398 трлн. м 3 . При сохранении нынешнего уровня газодобычи (около 2200 млрд. м 3 /год) этих ресурсов хватит примерно на 200 лет.

Однако природный газ находится под землей не только в чисто газовых месторождениях. Значительные его количества сосредоточены в угольных пластах, в подземных водах и в виде газовых гидратов.

Несчастные случаи с трагическими последствиями на угольных шахтах, как правило, связаны с метаном, содержащимся в угле. Метан находится в толще породы в сорбированном состоянии. По оценкам геологов, по всем угленосным районам мира запасы метана близки к 500 трлн. м 3 .

Метан содержится и в подземных водах. Количество растворенных газов в них превосходит все разведанные запасы газа в традиционном виде. так, например, в пластовых водах месторождения Галф-Кост (США) растворено 736 трлн. м 3 метана, тогда как запасы природного газа в чисто газовых месторождениях США составляют только 4,7 трлн. м 3 .

Еще одним крупным источником метана могут стать газовые гидраты - его соединения с водой, напоминающие по внешнему виду мартовский снег. В одном кубометре газового гидрата содержится около 200 м 3 газа.

Залежи газовых гидратов встречаются в осадках глубоководных акваторий и в недрах суши с мощной вечной мерзлотой (например, в заполярной части Тюменской области, у побережья Аляски, берегов Мексики и Северной Америки).

Как полагают ученые, 9/10 площади Мирового океана хранят газовые гидраты. Если это предположение подтвердится, то газовые гидраты могут стать неисчерпаемым источником углеводородного сырья.

7. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов в России

Учет и контроль запасов минерального сырья, в том числе нефти и газа, являются важной задачей. Для подсчета запасов необходимы всестороннее геологическое изучение месторождения, с которым связаны залежи нефти и газа, и знание особенностей условий их залегания.

Россия всегда славилась своим корпусом горных инженеров и учеными геологами. Еще в 1888 г. геологом А.И. Коншиным проводились подсчеты запасов по месторождениям юга России.

«В 1925 г. была сделана первая попытка подсчета запасов нефти по стране в целом. В 1937 году по инициативе Энергетического института АН СССР М. А. Жданов и С. В. Шумилин впервые подсчитали запасы газа» . Развитию методики подсчета запасов нефти и газа во многом способствовала созданная в 1935 г. Центральная комиссия по запасам (ЦКЗ), переименованная впоследствии во Всесоюзную комиссию по запасам (ВКЗ), а затем в Государственную комиссию по запасам (ГКЗ) при Совете Министров СССР, ныне ГКЗ России.

Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и горючего газа подсчитывают и учитывают в государственном балансе запасов полезных ископаемых России по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Под горючим газом подразумевается природный газ – свободный газ, газ газовых шапок и газ, растворенный в нефти.

Прогнозные ресурсы нефти и газа, наличие которых предполагается на основе общих геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических, геохимических исследований, оценивают в пределах крупных регионов, нефтегазоносных провинций акваторий, областей, районов, площадей. Данные о прогнозных ресурсах нефти и газа используют при планировании поисковых и разведочных работ.

При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчету и учету запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана, бутана, серы, гелия, металлов), целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами. Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, производятся по каждой залежи раздельно и месторождению в целом.

Перспективные ресурсы подсчитывают и учитывают, а прогнозные ресурсы оценивают раздельно по нефти, газу и конденсату.

Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и конденсата, а также этана, пропана, бутана, серы и металлов подсчитывают и учитывают, а прогнозные ресурсы нефти и конденсата оценивают в единицах массы; запасы месторождений и перспективные ресурсы газа и гелия подсчитывают и учитывают, а прогнозные ресурсы газа оценивают в единицах объема. Подсчет, учет и оценка производятся при условиях, приведенных к стандартным (0,1 МПа при 20° С).

Оценка качества нефти, газа и конденсата производится в соответствии с требованиями государственных, отраслевых стандартов и технических условий с учетом технологии добычи и переработки, обеспечивающей их комплексное использование.

При получении из скважин на месторождениях нефти и газа притоков подземных вод должны быть определены химический состав подземных вод, содержание в них йода, брома, бора и других полезных компонентов, температура, дебиты воды и другие показатели для обоснования целесообразности проведения специальных геологоразведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определения возможности использования их для увлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд.

Применение настоящей Классификации к запасам месторождений и перспективным ресурсам нефти и газа определяется инструкцией ГКЗ России.

«Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на четыре категории: разведанные - категории А, В, С 1 и предварительно оцененные - категория С 2 » .

Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделяются на перспективные - категория С 3 и прогнозные – категории Д 1 и Д 2 .

Категория А - запасы залежи (ее части), изученной с де­тальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и др.).

Категория В - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенность продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи.

Запасы категории В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Категория С 1 - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований, выполненных в неопробованных скважинах.

Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенных для данного района методов геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент вытеснения нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну и материалам геофи­зических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по дан­ным опробования скважин. По газонефтяным залежам установле­на промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические, геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.

Запасы категории С 1 подсчитываются по результатам геолого­разведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Категория С 2 - запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований: в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий; в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений.

Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями.

Запасы категории С 3 используются для определения перспектив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геологопромысловых исследований при переводе скважин на выше-залегающие пласты и частично для проектирования разработки залежей.

Категория С 3 - перспективные ресурсы нефти и газа, подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района.

Форма, размер и условия залегания залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.

Перспективные ресурсы нефти и газа используют при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категорий С 1 и С 2 .

Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д 1 производится по результатам региональных геоло­гических, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.

Категория Д 2 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований. Количественная оценка прогнозных ресурсов этой категории производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа.

Запасы имеющих промышленное значение компонентов, содержащихся в нефти, газе и конденсате, подсчитываются в контурах подсчета запасов нефти и газа по тем же категориям.

8. Группы запасов нефти и газа

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них в промышленных количествах компонентов по народно­хозяйственному значению подразделяются на две группы, подлежащие раздельному подсчету и учету: балансовые - запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно; забалансовые - запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитывают и учитывают извлекаемые запасы.

Извлекаемые запасы - часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат (замыкающих) и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются ГКЗ России с учетом заключений по ним соответствующих ведомств.

Запасы месторождений нефти и газа, расположенные в пределах охранных зон крупных водоемов и водотоков, населенных пунктов, сооружений, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, относятся к балансовым или забалансовым на основании технико-экономических расчетов, в которых учитываются затраты на перенос объектов или затраты, связанные с применением специальных способов разработки месторождений.

Заключение

Нефть и газ играют и будут играть в ближайшие годы главную роль в энергетическом балансе страны. При возрастающих затруднениях в обеспечении различными видами энергии в мире, встает вопрос об увеличении их ресурсов. Поиск и разведка новых месторождений становится с каждым годом сложнее и дороже (в первую очередь за счет увеличения глубин бурения и выхода на шельф). Поэтому важными задачами нефтегазодобывающих предприятий являются достижения высокой эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений, увеличение извлекаемых запасов нефти и газа на разрабатываемых месторождениях. Все это вызывает необходимость широкого применения методов геологического и промыслово-геофизического изучения месторождений нефти, газа и газоконденсата.

Изучение геологического строения нефтяных и газовых месторождений, подсчет запасов нефти и газа в них, исследование процессов, происходящих в недрах при разработке месторождений, а также осуществление контроля за их разработкой – все эти вопросы составляют раздел горно-геологической науки, которая называется нефтегазопромысловой геологией.

Для современного этапа развития промыслово-геологических исследований характерна широкая комплексность, предполагающая применение данных геологии, промысловой геофизики, бурения, эксплуатации, экономики и т.п.

Список использованной литературы:

1. Бурдынь Т.А., Закс Ю.Б. Химия нефти, газа и пластовых вод. – М.: Недра, 1975.

2. Горшков Г.П., Якушова А.Ф. Общая геология. – М., 1973.

3. Еременко Н.А. Геология нефти и газа. - М., 1968.

4. Кабиров М.М., Ражетдинов У.З. Основы скваженной добычи нефти. – Уфа, 1994.

5. Калинин В. Г., Вагин С. Б. И др. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. М., 1997.

6. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. – Уфа, 2001.

7. Маслов Н.И., Котов М.Р. Инженерная геология. – М., 1971.

8. Пермяков В.Г., Хайретдинов Н.Ш., Шевкунов Е.Н. Нефтепромысловая геология и геофизика. - М., 1986.

9. Элияшевский И.В. Технология добычи нефти и газа. - М., 1985.

Кабиров М.М., Ражетдинов У.З. Основы скважинной добычи нефти. – Уфа, 1994. С.3.

Бакиров А. А., Бородовская В. И. И др. Геология и геохимия нефти и газа. М., 1993. С. 270.

Жданов М. А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М., 1970. С.405.

Калинин В. Г., Вагин С. Б. И др. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. М., 1997. С. 153.

Понятия о залежах и месторождениях нефти и газа

Нефть и газ могут находиться в самых различных геологических условиях, но приурочены они главным образом к коллекторам осадочного чехла, хотя промышленные скопления нефти и газа встречаются и в изверженных породах.

Залежи нефти и газа в недрах Земли находятся в пористых и трещиноватых породах, играющих. Как говорят, роль «ловушек», и представляют собой так называемые природные резервуары. Различают «структурные ловушки», возникшие вследствие тектонических причин, и «стратиграфические и литологические ловушки», являющиеся следствием стратиграфических и литологических условий.

Залежи нефти и газа в зависимости от типа природного резервуара и типа «ловушки» подразделяют на пластовые сводовые, пластовые экранированные, массивные и литологически ограниченные

Пластовые сводовые залежи – это скопления нефти и газа в сводовой части пористого пласта. Они могут быть в той или иной степени разбиты нарушениями, приводящими к образованию в некоторых случаях отдельных блоков нефтегазоносных пластов.

Пластовые экранированные залежи – это скопления нефти и газа в пористом пласте, ограниченные вверх по восстанию пласта «экраном», сложенным вследствие различных условий плохо проницаемыми породами.

Массивные залежи – это скопления нефти и газа в структурах или эрозионных и рифовых выступах массивных известково-доломитовых толщ. В этом случае залежи нефти и газа не приурочены к какому-то одному стратиграфическому горизонту, а занимают ту или иную часть какого-либо из указанных выступов независимо от характера имеющихся здесь напластований.

Массивная залежь образуется и в песчано-глинистых толщах при наличии гидродинамической связи между проницаемыми пластами (например, Уренгойское месторождение в сеноманской толще и др.).

Литологически экранированные и литологически ограниченные залежи – это скопления нефти и газа в линзах и зонах с повышенной пористостью, заключенных в плохо проницаемых породах.

Под залежью нефти и газа следует понимать единичное скопление их в породе-коллекторе (пористом или трещинном), ограниченном непроницаемыми или проницаемыми породами, поры которых заполнены водой, или теми и другими одновременно. В том случае, когда порода-коллектор содержит только газ, то залежь называют газовой. Если в залежи одновременно присутствуют и нефть и газ в свободном состоянии, то такую залежь называют нефтегазовой. Если скопление нефти и газа достаточно велико и рентабельно для разработки, то залежь называют промышленной . Если залежь мала и разработка ее не представляет практического интереса при современном состоянии техники эксплуатации, говорят о непромышленной залежи . По мере развития методов добычи жидких и газообразных полезных ископаемых из горных пород меняется и оценка залежи с точки зрения рентабельности ее эксплуатации.

Совокупность залежей нефти и газа в пределах одной площади образует месторождение. Количество залежей в месторождении может быть самым различным. Существуют месторождения, в которых известна всего одна залежь нефти или газа. В то же время некоторые месторождения содержат по 30-40 и более различных залежей нефти и газа. Если нефтяное месторождение содержит хотя бы одну промышленную залежь нефти и газа, то оно уже является промышленным месторождением.

Месторождения нефти и газа в зависимости от того, связаны они с геосинклинальными или с платформенными областями, разделяются на два класса (по И.О.Броду):

Класс 1 – месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.

Класс 2 – месторождения, сформировавшиеся в складчатых областях . В соответствии с этим составлено большинство известных классификаций для месторождений нефти и газа.

В зависимости от размеров территории распространения нефтяных и газовых скоплений, их геологического строения, истории развития, наличия того или иного типа геологических структур и ряда других признаков, принято выделять нефтегазоносные бассейны, области, зоны, районы и провинции.

Наряду с процессами образования и формирования залежей нефти и газа происходит также и разрушение сформировавшихся залежей. Газо-нефтесодержащие толщи часто приближаются к дневной поверхности, а нередко и выходят на нее. Эти условия в конечном итоге приводят к разрушению залежей вследствие: 1) промывания нефтесодержащих пластов в связи с изменением направлений и ускорением движения пластовых вод; 2) активизации фильтрации внутри пласта по системе трещин; 3) возникновения процессов окисления углеводородов при приближении залежей к зонам интенсивного водообмена; 4) разложения углеводородов благодаря усилению бактериальных процессов; 5) прямого разрушения залежей процессами эрозии.

Залежи нефти и газа и их параметры.

Залежью называется единичное скопление нефти и природного газа. Залежи могут быть промышленными или непромышленными в зависимости от их размеров и запасов углеводородов, содержащихся в них. Если скопление достаточно велико и рентабельно для разработки, оно называется промышленной залежью. Понятие о промышленной и непромышленной залежи весьма условное По мере развития методов и техники извлечения жидких и газообразных углеводородов из недр земли некоторые залежи, ранее считавшиеся непромышленными, могут быть переведены в разряд промышленных и введены в разработку.

Типы ловушек и залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов.

1 – структурного (антиклинального) типа; 2 – литологического типа; 3- стратиграфического типа; 4 – тектонического типа; 5 – комбинированного типа а) структурно-литологический; б)структурно-стратиграфический; в)структурно-тектонический.

Условные обозначения: 1 – глины; 2 – пески водоносные; 3 – часть ловушки, где может образоваться скопление нефти и газа; 4 – изолинии глубины залегания кровли пласта в километрах; 5 –линии тектонических нарушений; 6 – линии стратиграфических перерывов, размывов, несогласного залегания.

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.

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.

Нефтегазопроявлениями называются естественные выходы нефти и газа на поверхность в виде источников, пленок, пузырьков, а также незначительные притоки нефти (до 1 м 3 /сутки) и газа в скважинах при их испытании.

Основными параметрами залежей нефти и газа являются: форма, размеры, тип углеводородов, геологические и промышленные запасы, контуры нефтеносности, газоносности, абсолютные отметки газо-водяных, газо-нефтяных, водонефтяных контактов, пластовое давление, пластовая температура, плотность нефти, абсолютные дебиты в скважинах (притоки за сутки), тип коллектора по пористости, проницаемости и др.

1. По типу углеводородов залежи бывают газовые, нефтяные, газо-нефтяные (нефтяные с газовой шапкой), нефтегазовые (газовые с нефтяной оторочкой), газоконденсатные, нефтегазоконденсатные (газоконденсатные с нефтяной оторочкой).

2. Форма залежей определяется формой ловушки и резервуаров. По этому показателю различаются следующие типы залежей: пластовые сводовые, массивные сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, пластовые сводовые тектонически экранированные. Наиболее распространенными являются пластовые сводовые залежи (Рис.4), в плане они имеют округлые, овальные формы. Залежи экранированного типа имеют в разрезе линзовидные, гнездовидные (карманообразные) формы, в плане – козырьковые (заливообразные), кольцевые, полосовидные, рукавообразные (шнурковые) и сложные формы.

Размеры залежей. Показателями размеров залежей являются: длина, ширина, площадь, толщина, высота, объем. Высотой залежи

1. называется расстояние по вертикали от водонефтяного или газонефтяного контакта до наивысшей отметки ее кровли.

2. Промышленные запасы нефти и газа – это количество углеводородов, находящееся в залежи. Измеряются в тоннах (для нефти) и в кубических метрах (для газа). Промышленные запасы считаются по результатам бурения поисковых и разведочных скважин. По степени изученности они подразделяются на категории: высокие (А, Б), средние (С 1), низкие (С 2). Количество запасов зависит от размеров залежи и коэффициента пористости коллекторов, содержащих нефть и газ. На современном уровне развития техники извлечь всю нефть, находящуюся в залежи, невозможно. Количество нефти и газа, которое может быть извлечено из залежи современными методами, называется извлекаемыми запасами. Для нефти они составляют 15-60% от промышленных запасов. Коэффициент извлечения нефти из пласта, зависит от качества коллектора и самой нефти. Для чисто газовых залежей процент извлекаемых запасов близок к 100%.

3. Водонефтяным контактом (ВНК) называется поверхность раздела нефти и воды в подошве залежи. Его положение (абсолютная глубина) определяется при разведочных работах бурением скважин и их испытанием. Чаще эта поверхность бывает ровной, плоской, горизонтальной. Она характеризуется соответствующей абсолютной отметкой, а при наклонном ее положении дополнительно определяется угол наклона. Иногда ВНК имеет не плоскую, а неровную, извилистую форму. Для залежей газонефтяного типа кроме ВНК определяют газонефтяной контакт (ГНК), его положение (абсолютную глубину) и контур в плане.

4. Внешний контур нефтеносности – это линия пересечения ВНК с кровлей залежи. Внутренний контур нефтеносности – линия пересечения ВНК с подошвой залежи. Для газовых залежей определяются внешний и внутренний контуры газоносности.

5. Газовая шапка – это скопление свободного газа над нефтью в залежи. Наличие свободного газа в нефтяной залежи свидетельствует о том, что давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре, т.е. нефть полностью насыщена газом. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти и газовая шапка не образуется. Параметры газовой шапки определяются отдельно в ходе разведки залежи.

6. Толщина продуктивного пласта залежи определяется для расчета объема залежи, она равна расстоянию по перпендикуляру от подошвы до кровли пласта. Если продуктивный пласт неоднороден по строению и содержит линзовидные включения непроницаемых пород, то определяют эффективную толщину, равную суммарной мощности проницаемых пропластков, насыщенных углеводородами. Она равна толщине пласта за исключением глинистых пропластков.

7. Коэффициент нефтенасыщенности – это степень насыщенности пор коллекторов нефтью. Он учитывает, что не все поры заполнены нефтью, а часть пор заполнена водой, сырая нефть всегда содержит воду. Коэффициент нефтенасыщенности в нефтяных залежах колеблется от 0,7 до 1,0, он уменьшается по мере приближения к водонефтяному контакту.

8. Коэффициент газонасыщенности – степень насыщенности пор коллекторов газом. Определяется для газовых залежей методом отбора и анализа проб сырого газа.

24. Классификации нефтегазоносных провинций и нефтегазоносных бассейнов

Классификации НГП и НГБ возможны по большому количеству признаков, которые присущи им. Однако самые информативные классификации, которые подчёркивают основные свойства НГП (НГБ) строятся в настоящее время только на тектонической, или геодинамической, основе. НГП (НГБ) представляют собой крупные самостоятельные структурные элементы земной коры, характеризующиеся определённой направленностью и интенсивностью тектонического развития и определённым тектоническим строением осадочного чехла и фундамента. Поэтому тектонический принцип наиболее полно отражает строение НГП (НГБ) и соответственно - условия генерации и аккумуляции нефти и газа.

Среди НГП, в зависимости от тектонического режима выделяются: НГП платформенных территорий (А.А. Бакиров, 1987; Н.Ю. Успенская, 1976); складчатых областей (А.А. Бакиров; 1987); подвижных поясов (Н.Ю. Успенская; 1976) и переходных территорий (А.А. Бакиров; 1987).

НГП платформенного типа разделяются по возрасту фундамента на провинции древних и молодых платформ. Древние платформы имеют докембрийский фундамент, молодые - каледонский, герцинский, мезозойский и гетерогенный фундамент. В последнем случае разные части фундамента имеют в латеральном направлении различный возраст.

Среди платформенных провинций выделяются окраинноплатфоменные и внутриплатформенные провинции, включая провинции внутриплатформенных подвижных зон (Н.Ю. Успенская; 1976). Окраинноплатфоменные НГП связанны с областями погружения, максимального осадконакопления и тектонической активизации. Например, на древней Восточно-Европейской платформе к таким провинциям относятся: Тимано-Печёрская НГП, Волго-Уральская НГП, Прикаспийская НГП.

Внутриплатформенные провинции связаны с вытянутыми грабенообразными впадинами (Днепровско-Припятская НГП Восточно-Европейской платформы), и изометричными синеклизами и антеклизами (Лено-Тунгусская НГП Сибирской платформы).

НГП подвижных поясов, представляющих собой совокупность геосинклинальных и складчатых областей, разделяются по возрасту формирования впадин внутренних и окраинных морей (геосинклинальных областей) и возрасту завершающей складчатости разделяющих их сооружений (складчатых областей). Среди них выделяются НГП каледонского, герцинского, мезозойского и альпийского возраста.

НГП переходного типа по А.А. Бакирову (1978) связаны с системами предгорных или краевых прогибов и краевыми шовными зонами – крупными разломами, отделяющими складчатую область от щита или плиты. Однако при таком подходе парагенетически связанные нефтегазоносные территории оказываются в разных НГП. Например, в пределах Тимано-Печёрской и Волго-Уральской НГП, связанных с краевыми тектоническими элементами древней Восточно-Европейской платформы и смежно расположенным Предуральским краевым прогибом выделяется узкой полосой протяжённостью более 1500 км Предуральская НГП переходного типа, приуроченная к одноимённому прогибу. Поэтому выделение НГП переходного типа является весьма проблематичным.

Среди множества классификаций НГБ (более 30 схем) можно выделить две: эволюционно-тектоническую классификацию О.К. Баженовой, Ю.К. Бурлина, Б.А. Соколова и В.Е. Хаина (2004) и геодинамическую классификацию В.И. Высоцкого, Е.Н. Исаева, К.А. Клещева и др. (Карта нефтегазоносности мира; 1994). Обе эти классификации базируются на теоретической концепции геодинамики и тектоники литосферных плит.

В эволюционно-тектонической классификации выделяется платформенные НГБ и НГБ подвижных поясов. В пределах платформенных НГБ выделяются внутриплатформенные, окраинно-платформенные и окраинно-платформенно-океанические НГБ, каждый из которых делится на два класса.

Таблица. Эволюционно-тектоническая классификация НГБ (по О.К. Баженовой, Ю.К. Бурлину, Б.А. Соколову и В.Е. Хаину (2004)

В пределах НГБ подвижных поясов выделяются островодужные и орогенные НГБ, которые далее делятся на ряд классов.

Геодинамическая классификация В.И. Высоцкого и др. (1994) имеет более сложную структуру. По составу подстилающей земной коры и расположению в пределах литосферных плит в ней выделяется три категории ОПБ: континентальные, океанические и переходные . Внутри этих категорий, по приуроченности к основным тектоническим элементам плит, выделяются группы бассейнов. Так, континентальная категория подразделяется на две группы бассейнов – платформенную и орогенных (подвижных) поясов , океаническая категория представлена одной группой бассейнов – талассократонных и переходная категория подразделяется на четыре группы бассейнов: реликтовых окраин; континентальных окраин; океанических окраин и междуплитную . Некоторые из групп бассейнов делятся на подгруппы.

Группы бассейнов разделяются на типы по особенности истории геологического развития и по характеру геологического строения . В первом случае, то есть по особенности истории геологического развития, выделяются такие типы, как кратонные, кратогенные, постплатформенные, коллизионные, палеодивергентные, субдукционные, смешанные палеодивергентные-конвергентные, дивергентные, конвергентные . Во втором случае, то есть по характеру геологического строения, выделяются следующие типы:синклинорные, рифтовые, глыбово-блоковые, платформенно-складчатые, внутрискладчатые, покровно-складчатые, внутренних глубоководных морей, андийского типа, задуговые европейского типа, задуговые, преддуговые и междуговые тихоокеанского типа и окраинных морей. Некоторые типы делятся далее на подтипы.

Начиная с середины ХХ века большое внимание, как в России, так и за рубежом стало уделяться изучению закономерностей размещения скоплений нефти и газа. К настоящему выявлены как наиболее общие закономерности, так и более частные.

Связь месторождений нефти и газа с ОПБ. Следует подчеркнуть, что эта закономерность признается и сторонниками неорганического происхождения нефти и газа.

Известно два закона нефтегазонакопления. Согласно одному из них – нефтегазообразование и нефтегазонакопление связано с осадочными бассейнами (закон И.О. Брода), согласно другому – месторождения формируются в ОПБ до фундамента включительно (закон Н.А. Кудрявцева).

Большая часть месторождений находится в осадочных породах. Связано это с их расслоенностью, характеризующейся чередованием пород-коллекторов, флюидоупоров, нефте- и газопроизводящих пород. Поэтому в разрезе НГП (НГБ) всегда содержится несколько регионально нефтегазоносных комплексов, при этом нижним НГК является фундамент. Доля запасов нефти и газа, выявленная в корах выветривания, магматических и метаморфических породах верхней части фундамента НГБ, в последнее время растёт. По разным оценкам, в фундаменте НГБ сосредоточено от 16 до 23 % мировых запасов нефти и газа.

Залежи нефти и газа в разрезе земной коры и нефтегазоносных комплексов обычно группируются в месторождения, а месторождения по латерали группируются в зоны нефтегазонакопления. Отдельных промышленных месторождений вне зон нефтегазонакопления в НГБ не существует

25. Характеристика Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна (Нефтегазоносные бассейны мира).

Европейской территории Российской Федерации, в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, а также Пермской, Оренбургской, Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской Кировской и Ульяновской областей. Нефтяные залежи находятся на глубине от 1600 до 3000 м, т.е. ближе к поверхнос

Вторая по значению нефтяная провинция – Волго-Уральская. Она расположена в восточной части ти по сравнению с Западной Сибирью, что несколько снижает затраты на бурение. Волго-Уральский район дает 24% нефтедобычи страны.

Подавляющую часть нефти и попутного газа (более 4/5) области дают Татария, Башкирия, Куйбышевская область. Добыча нефти ведется на месторождениях Ромашкинское, Ново-Елховское, Чекмагушское, Арланское, Краснохолмское, Оренбургское и другие. Значительная часть нефти, добываемая на промыслах Волго-Уральской нефтегазоносной области, поступает по нефтепроводам на местные нефтеперерабатывающие заводы, расположенные главным образом в Башкирии и Куйбышевской области, а также в других областях (Пермской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской).

Основные нефтяные компании работающие на территории Волго-Уральской провинции: ЛУКОЙЛ, Татнефть, Башнефть, ЮКОС, ТНК.

26. Характеристика крупнейших угольных бассейнов России.

Россия располагает разнообразными типами углей - бурыми, каменными, антрацитами - и по запасам занимает одно из ведущих мест в мире. Общие геологические запасы угля составлют 6421 млрд. т, из них кондиционные - 5334 млрд. т. Свыше 2/3 общих запасов приходится на каменные угли. Технологическое топливо - коксующиеся угли - составляют 1/10 от общего количества каменных углей.

Угольный бассейн - крупная площадь сплошного или прерывистого развития угленосных отложений с пластами ископаемого угля. Границы угленосного бассейна определяются с помощью геологической разведки. В России угольная отрасль хорошо развита и считается одной из самых крупных в мире. Почти все угледобывающие шахты принадлежат частным компаниям. Благодаря этому соблюдается своевременная модернизация оборудования и улучшение рабочих условий, чтобы увеличивалась конкурентоспособность предприятия. В общей сложности, в России находится больше одной трети мировых залежей угля

ПЕЧОРСКИЙ УГОЛЬНЫЙ БАССЕЙН - расположен на западном склоне Полярного Урала и Пай-Хоя и протягивается от средного течения р. Печоры до Баренцева моря на Севере,до гряды Чернышева на 3ападе, в пределах республики Коми и Архангельской обл. Общая пл. составляет ок. 100 тыс. км. Гл. реки - Печора, Уса, Коротаиха.

Угленосная толща пермского возраста содержит до 45 рабочих пластов угля, суммарной мощностью до 60 м Зольность углей от 16 до 27%, иногда - выше.

Первые сведения об углях П. у. б. относятся к 1881 - 82. Добыча угля началась в 1934, но получила развитие после окончания строительства Печорской ж. д. (1941), продолженной затем до г. Салехарда. Осн. пром. р-ны - Интинский, Воркутинский, Хальмерюсский и Юньягинский. Угли в основном используются для коксования на Череповецком метал лургич. з-де, в промышленности Санкт-Петербурга и на ж.-д. транспорте.

КУЗНЕЦКИЙ УГОЛЬНЫЙ БАССЕЙН Кузбасс,
один из самых крупных угольных бассейнов СССР и мира, второй после Донецкого угольного бассейна угольная база СССР и РФ. Большая часть бассейна находится в пределах Кемеровской обл., незначительная часть - в Новосибирской обл. и Алтайском крае.

Располагается на терр. Кузнецкой котловины. Общая площадь котловины составляет ок. 70 тыс. км 2 , из них 26,7 тыс. км 2 заняты угленосными отложениями.

Впервые выходы угольных пластов были открыты в 1721. Особенно широко развернулись разведка и геологич. исследования в бассейне в 1930, после 16-го съезда ВКП(б) в связи с решением создать новую мощную угольно-металлур-гич. базу (Урало-Кузнецкий комбинат).

Угленосная толща содержит ок. 260 угольных пластов различной мощности, неравномерно распределённых по разрезу: в кольчугин-ской и балахонской - 237, в тарбаганской - 19 и барзасской - 3 (суммарная макс. мощность 370 м). Преобладающая мощность пластов угля от 1,3 до 3,5 м. Имеются пласты в 9-15 и даже в 20 м, а в местах раздувов до 30 м. По петрографич. составу угли в балахонской и кольчугинской сериях в основном гумусовые, каменные и переходные от бурых к каменным. По качеству угли разнообразны (см. карту) и относятся к числу лучших. В глубоких горизонтах они содержат: золы 4-16%, влаги 5-15%, фосфора до 0,12%, летучих веществ 4 - 42%, серы 0,4-0,6%; обладают теплотой сгорания 7000 - 8600 ккал/кг (29,1 - 36,01 Мдж/кг); угли, залегающие
вблизи поверхности, характеризуются более высоким содержанием влаги и золы и пониженным - серы.. Угли используются в коксовой и хим. пром-сти и как энергетическое топливо. Общие геологич. запасы до глубины 1800 м составляют 725 млрд. т.

Угольный бассейн - крупная площадь сплошного или прерывистого развития угленосных отложений с пластами ископаемого угля. Границы угленосного бассейна определяются с помощью геологической разведки. В России угольная отрасль хорошо развита и считается одной из самых крупных в мире. Почти все угледобывающие шахты принадлежат частным компаниям. Благодаря этому соблюдается своевременная модернизация оборудования и улучшение рабочих условий, чтобы увеличивалась конкурентоспособность предприятия. В общей сложности, в России находится больше одной трети мировых залежей угля.
Topneftegaz.ru составил топ-10 основных угольных бассейнов России:
1. Печорский угольный бассейн - угольный бассейн расположен на западном склоне Полярного Урала и Пай-Хоя, в республике Коми и Ненецком национальном округе Архангельской области. Общая площадь бассейна составляет около 90 тыс. км². Общие геологические запасы исчисляются в 344,5 млрд тонн. Шахты расположены в основном в Воркуте и Инте. Добывается около 12,6 млн тонн твердого топлива, потребителями являются предприятия европейского севера России.
2. Кузнецкий угольный бассейн (Кузбасс) является одним из самых крупных угольных месторождений мира, расположен на юге Западной Сибири, в основном на территории Кемеровской области, в неглубокой котловине между горными массивами Кузнецкого Алатау, Горной Шории и невысоким Салаирским кряжем. В настоящее время наименование "Кузбасс" является вторым названием Кемеровской области. Около 56% каменного угля в России и до 80% коксующегося угля добывается именно в этом бассейне.
3. Иркутский угольный бассейн - угольный бассейн, расположенный в южной части Иркутской области России. Протягивается на 500 км вдоль северо-восточного склона Восточного Саяна от города Нижнеудинск до озера Байкал. Средняя ширина 80 км, площадь 42,7 тыс. км². В районе Иркутска угольный бассейн разделяется на две ветви: северо-восточную Прибайкальскую и юго-восточную Присаянскую, представляющую собой наиболее населённую и освоенную в экономическом отношении территорию Иркутской области. Имеет примерно 7,5 млрд. тонн угля.
4. Донецкий каменноугольный бассейн (Донбасс) образовался на заливах и лиманах давно несуществующего моря. Это море занимало всю восточную половину Европейской России и западную Азиатской, разделяясь между ними сплошным массивом Уральского хребта и врезаясь на запад узким, сильно вытянутым Донецким заливом в материк.
5. Тунгусский угольный бассейн - наиболее крупный из угольных бассейнов России, занимает часть территории Красноярского края, Якутии и Иркутской области. Географически бассейн занимает большую часть Восточной Сибири (Тунгусская синеклиза), простирается на 1 800 км с севера на юг от реки Хатанга до Транссибирской железной дороги и на 1 150 км с запада на восток в междуречье рр. Енисей и Лена. Общая площадь составляет свыше 1 млн. км². Общие геологические запасы оцениваются в 2 345 миллиарда тонн.
6. Ленский угольный бассейн - расположен в Автономной Республики Якутия и частично в Красноярском крае. Основная часть его занимает Центральноякутская низменность в бассейне р. Лены и её притоков (Алдана и Вилюя); на севере Ленского угольного бассейна протягивается вдоль побережья моря Лаптевых от устья р. Лены до Хатангского залива. Площадь около 750 000 км2. Общие геологические запасы до глубины 600 м - 1647 млрд т (1968). По геологическому строению территория Ленского угольного бассейна подразделяется на две части: западную, которая занимает Вилюйскую синеклизу Сибирской платформы, и восточную, входящую в краевую зону Верхояно-Чукотской складчатой области. Разведанные запасы угля оцениваются в 1647 миллиарда тонн.
7. Минусинский угольный бассейн расположен в Минусинской котловине (республика Хакасия), связан железнодорожными магистралями с Новокузнецком, Ачинском и Тайшетом. Балансовые запасы углей 2,7 млрд т.
8. Кизеловский угольный бассейн (КУБ, Кизелбасс) расположен на западном склоне Среднего Урала, в пределах Пермского края. Он занимает центральную часть нижнекарбоновой угленосной полосы, простирающейся на 800 км в меридиональном направлении от ст. Кузино Свердловской обл. на юге до поселка Еджыд-Кырта республики Коми на севере.
9. Улуг-Хемский бассейн - угольный бассейн, расположенный на территории республики Тыва. Название получил от протекающего в Тувинской котловине Верхнего Енисея - Улуг-Хема. Площадь 2300 км². Угли известны с 1883 года, кустарная разработка с 1914, промышленная разработка с 1925. Общие ресурсы 14,2 млрд т.
10. Канско-Ачинский бассейн - угольный бассейн, расположенный на территории Красноярского края и частично в Кемеровской и Иркутской областях. Добывается бурый уголь. Общие запасы угля составляют 638 млрд т (1979 г.).

Флюидоупоры - экраны, покрышки

Проницаемость пород прямо пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости флюида. Порода может быть непроницаема для жидкости и проницаема для газа. При больших градиентах давления возможна фильтрация любых флюидов через любую породу.

Основные свойства необходимые для экранирующих толщ: пластичность и низкая трещиноватость. Наиболее распространенные типы толщ-экранов: сульфатно-солевые и глинистые.

Сульфатно-солевые толщи представлены горизонтами каменной соли, переслаиванием солей, гипсов и ангидритов, переслаиванием солей и терригенных (глинистых) пород. Соли являются идеальным флюидоупором.

Глинистые покрышки - наиболее распространенный тип экранов, качество глин, как изоляторов, снижается включениями зерен кварца и полевых шпатов. Для глинистых толщ может быть характерна достаточно низкая проницаемость при сравнительно высокой пористости.

Катагенез ведет к обезвоживанию и, как следствие, к снижению пластичности и росту трещиноватости. В заполярной части Западной Сибири покрышки промышленных залежей образованы вполне пористыми породами, но с пористостью заполненной льдом и газогидратами - т.н. криогенные покрышки. На глубинах от 4-5 км и выше надежным экраном являются только солевые толщи.

Многочисленные и разнообразные природные скопления – залежи нефти и газа – классифицируются в нескольких аспектах: 1) по фазовому составу углеводородов; 2) по количеству углеводородов, скопившихся в резервуаре (по величине извлекаемых или геологических запасов); 3) по морфологии резервуара, определяемой типом ловушки.

4.2. Классификация залежей по фазовому состоянию и химическому составу углеводородов

По фазовым соотношениям углеводородов (УВ), содержащихся в залежи, различаются шесть типов скоплений: газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные, нефтегазовые, газонефтяные и нефтяные.

-Нефтяные залежи – содержат и газ, но только растворенный в нефти;

-Нефтегазовые – имеют в своем составе газовую шапку с нефтяной оторочкой;

-Газовые - нефть отсутствует, или образует оторочку, в количестве, не имеющем промышленного значения;

-Газоконденсатные – из газа, образующего самостоятельную залежь или газовую шапку, при переводе из пластовых в поверхностные условия, выделяется значительное количество жидкой фазы - конденсата;

-Газонефтеконденсатные - в газовой залежи растворено значительное количество жидких углеводородов.

По химическому составу углеводородов (УВ): нафтеновые, метановые, нафтено-метановые, ароматические, иногда другие, необычного состава

Газовые залежи содержат главным образом метан и его гомологи (этан, пропан и др.). Газ, содержащий более 95% метана, называется сухим, а газовые смеси с содержанием более 5% тяжелых УВ называют жирными. Помимо углеводородных компонентов газовые залежи могут содержать сероводород, углекислый газ, азот и, в небольших количествах, инертные газы. Гелий, при его содержании в газовой смеси свыше 0,15%, является высокоценным попутным компонентом.

На газовых месторождениях керн, поднятый из продуктивного горизонта, ничем визуально не отличается от керна подстилающих и перекрывающих толщ. Лишь сразу после подъема из скважины он издает легкий запах бензина, который через некоторое время исчезает, и никаких следов УВ не остается. Поэтому поисковые и разведочные скважины на газ бурятся при постоянным геологическом контролес

обязательным проведением газового каротажа. Следует учитывать, что газовый каротаж теряет эффективность при бурении с утяжеленными буровыми растворами.

Газоконденсатные залежи представляют собой скопления жирного газа и растворенных в нем более тяжелых УВ (С 5 Н 12 и выше). При большой высоте залежей (до 1000 м и более) концентрация этих тяжелых УВ обычно возрастает сверху вниз по разрезу продуктивной толщи. Содержание стабильного конденсата может значительно изменяться и по площади крупных залежей: от 100-130 до 350-500 см 3 /м 3 .

Нефтегазоконденсатные залежи отличаются от собственно газоконденсатных наличием в нижней части резервуара жидких УВ, представляющих собой легкую нефть. Характерным примером такого типа является уникальное месторождение Карачаганак (Северо-западный Казахстан). Высота массивной залежи здесь превышает 1500 м (от 3700 до 5200 м по глубине); сверху вниз по ее разрезу возрастает содержание конденсата, а нижняя часть резервуара заполнена нефтью на толщину около 200 м.

Нефтегазовая залежь содержит скопление газа, подстилаемое нефтью на всей его площади или частично; при этом геологические ее запасы не должны превышать половины от общих запасов УВ. Подразумевается также, что газ в этом типе месторождений имеет преобладающее промышленное значение. По составу он является жирным, т.е. содержит некоторое количество тяжелых гомологов метана. В зависимости от типа резервуара и характера заполнения ловушки, нефтяная часть залежи имеет вид нефтяной оторочки, либо нефтяной подушки.

В пластовом резервуаре сводового типа нефтяная часть залежи будет располагаться по периферии ловушки, имея при этом сплошные внешний и внутренний контуры нефтеносности. Верхняя – газовая часть залежи также будет иметь внешний и внутренний контуры газоносности. В пределах внутреннего контура газоносности скважины будут вскрывать залежь как чисто газовую, а в зоне между внутренним и внешним контурами газоносности – как газонефтяную. В свою очередь, скважины пройденные между внешними контурами газоносности и нефтеносности покажут чисто нефтяную часть залежи.

Газонефтяная залежь представляет собой нефтяное скопление с газовой шапкой, при этом геологические запасы нефти составляют более половины от суммарных начальных запасов УВ. Такой тип месторождений является одним из наиболее распространенных в большинстве нефтегазоносных провинций во всем мире.

Нефтяная залежь содержит скопление нефти с растворенным в ней газом. Содержание такого растворенного газа (газовый фактор) составляет обычно от 10 до 60 м 3 /м 3 , но в некоторых случаях может достигать и 500 м 3 /м 3 .

Фазовое соотношение УВ в залежах всех типов, кроме чисто газовых, определяется термобарическими условиями залегания.

4.3. Морфологические типы резервуаров

Скопления и жидких, и газообразных УВ содержатся в ловушках всех генетических типов: структурных, литологических, стратиграфических, рифогенных. По типу резервуара различают залежи массивные, литологически ограниченные, многопластовые и пластовые, которые делятся, в свою очередь, на полнопластовые и неполнопластовые. Точное определение морфологического типа залежи имеет принципиальное значение для выбора методики разведки и эксплуатации. Залежи массивного типа отличаются от многопластовых наличием единого водо-нефтяного контакта. Полнопластовые залежи отличаются от всех других типов наличием как внешнего, так и внутреннего контуров нефте(газо)носности.

Форма залежи: симметричная, несимметричная; изометричная или вытянутая в плане, ее размеры, так же как и тектоническая нарушенность контролирующей ее структуры, непосредственно отражаются на объемах разведочного бурения, т.е. стоимости разведки. Еще сильнее на стоимость разведочных работ влияет глубина залегания: чем глубже скважина, тем выше стоимость 1 пог.м ее бурения и оборудования.

Углы падения крыльев складчатых структур-ловушек существенно различаются в платформенных областях (градусы, минуты) и в зонах краевых прогибов (десятки градусов). Крутизна их наклона обуславливает величину параметра «высота залежи». На большинстве месторождений Западной Сибири, в т.ч. крупных и уникальных, высота залежей не превышает 130-150 м. Высота газоконденсатных залежей в нефтегазоносных областях (НГО) передовых и краевых прогибов достигает 1200-1500 м и более (Вуктыльское, Карачаганак, и др.)

Средняя нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта-коллектора определяет выбор схем его вскрытия и величину дебита нефти. Еще сильнее общая нефтеотдача пласта обуславливается величиной и вариацией значений пористости, проницаемости (от - до), а также изменчивостью либо выдержанностью этих параметров по толщине пласта и в плане.

Пластовый - скопление УВ в залежи ограничено и кровлей, и подошвой пласта, заключенного среди непроницаемых пород. По периферии нефтяная (либо газовая) залежь обычно ограничена водой - поверхностью водонефтяного контакта (ВНК). Линия пересечения ВНК с кровлей - внешний контур нефтеносности, с подошвой - внутренний контур нефтеносности.

Массивный - мощная пачка пород состоит из множества пластов, имеющих единый ВНК - пересекает литологические границы. При сложном внутреннем строении такой пачки - с чередованием проницаемых (нефтегазоносных) и непроницаемых пластов – залежь является многопластовой - промежуточный вариант между пластовой и массивной.

Литологически ограниченные - коллекторы неправильной формы, ограниченные непроницаемыми породами со всех сторон.

Покрышки: глинистые, аргиллитовые, ангидритовые, каменная соль (наиболее непроницаемые).

Пористость: гранулярная (песчаники, алевролиты) трещинная (любые породы) кавернозная (известняки, доломиты). Промышленное значение имеют нефтеносные пласты с эффективной пористостью не менее 10%, и проницаемостью > 1.0 миллидарси.

4.4. Структурно-генетическая классификация залежей нефти и газа

Залежь - это естественное локальное единичное скопление (an accumulation) нефти и/или газа в проницаемых (пористых или трещиноватых) коллекторах.

По структурно-генетическим признакам подразделяются на четыре класса:

I - Структурный, II - Рифогенный, III - Литологический и IV - Стратиграфический.

Внутри классов выделяются группы, подгруппы и виды (их 30).

Класс I- Структурный :

---