Нефть-газ-вода-порода

Нефтегазосодержащие горные породы имеют огромную удельную поверхность, которая контактирует в пласте с нефтью, газом и водой.

В норах и трещинах горной породы также находятся в кон­такте не смешивающиеся друг с другом жидкости - вода и нефть.

Суммарная поверхность их раздела также большая. Исходя ич этого, на многие процессы разработки нефтяных и газовых за­лежей значительное влияние оказывают поверхностные явления, происходящие в пласте на границе разделов твердой поверхности породы с жидкостями и газами самих несмешивающихся жидко­стей.

Молекулярно-понсрхностныс свойства раздела фаз пласто­вых систем (нефть - газ - вода) изучают по величине поверхно­стного натяжения жидкостей на границах с жидкостями (нефть, вода) и газом, по избирательной смачиваемости системы, по ве­личине работы адгезии и теплот смачивания горных пород пла­стовыми жидкостями.

В жидкости между молекулами присутствуют силы взаим­ного сцепления, которые находятся в равновесном состоянии (рис. 6) и свободно могут передвигаться в любом направлении.

Силы, действующие на молекулы, находятся в по­верхностном слое (АВ) или на поверхности раздела двух ие-смепшвающихся жидкостей и вдоль поверхности раздела.

Молекулы, которые на­ходятся на поверхности разде­ла двух фаз, обладают избыт­ком энергии по сравнению с энергией молекул, находящих­ся во внутренних слоях жид-

Рис. 6. Схема возникновения

лекулярного давления: 1 - моле­кула; 2 - облаегь молскулярно) о ири-

кости.

окулярным давлением. Для воды ре-

При этом поверхностный слой жидкости оказывает боль­шое давление, называемое moj оно доходит до 1000 МПа.

Давление поверхностного слоя вызывает появление с акции, которые противодействуют молекулярному давлен! и называются силами поверхностного натяжения. Поверхности

В.И. Кулинов. Основы нефтегазопромысло

о дел

1 V. Ф

свойства нефти

натяжение можно охарактеризовать как работу, необходимую для образования единицы новой поверхности:

<г = |. (26)

где R - работа, Дж; S - вновь образованная поверхность, м, с представляет собой свободную энергию поверхности, равной 1 м.

В нефтяном пласте поверхностное натяжение может быть на границах таких фаз: нефть-вода, нефть-газ, нефть-порода, вода-газ, вода-порода, газ-порода.

Поверхностное натяжение всегда изменяется па границе раздела двух фаз. Поверхностное натяжение разных фаз на гра­нице их раздела неодинаковое за счет различного содержания по­лярных компонентов.

В таблице 5 показаны значения поверхностного натяжения некоторых жидкостей на границе с воздухом и водой при темпе­ратуре 20" С.

Таблица 5.

Жидкость	Поверхностное натяжение, мН/м
па границе с воздухом	на границе с водой
Ртуть
Вода	72,6	_
Керосин	24,0	48,0
Нефть	24-31	19-33

Поверхностное натяжение на границе двух фаз зависит от тем­пературы и давления. Поверхностное натяжение жидкости на гра­нице с воздухом уменьшается с повышением температуры. Поверх-постное натяжение жидкости при критической температуре стано­вится равным 1гулю, и вся жидкость превращается в газ. Поверхно­стное натяжение жидкости уменьшается с повышением давления.

Поверхностное натяжение жидкостей на границе с газом понижается с повышением температуры и давления. В то же вре­мя поверхностное натяжение нефти на границе с водой практиче­ски не зависит от давления и температуры.

На поверхностное натяжение нефти на границе с водой в большей степени влияют поверхностно-актиппые вещества. Поверхностно-активными веществами в нефти являются нафте­новые кислоты, асфальтосмолистыс вещества, меркаптаны, тио-фены и др., в молекулах которых атомы расположены несиммет­рично. Такие вещества способны адсорбироваться па поверхно­сти раздела и снижать поверхностное натяжение.

Взаимная растворимость жидкостей обусловлена содержа­нием в них поверхностно-активных веществ (ПАВ). Чем меньше взаимная растворимость жидкостей, тем выше поверхностное на­тяжение па границе их раздела, и чем больше взаимная раство­римость жидкости, тем меньше поверхностное натяжение. В тех случаях, когда растворенные вещества уменьшают взаимную растворимость жидкостей, тогда поверхностное натяжение на границе раздела жидкостей увеличивается. Такие вещества назы­ваются поверхностно-активными веществами (ПАВ).

8. Смачивание твердого тела жидкостью

Смачиваемость твердого тела жидкостью - это способность жидкости растекаться по поверхности твердого тела под влияни­ем поверхностно-молекулярных сил.

Контур капли на поверхности твердого тела, по которому происходит соприкосновение трех фаз - твердой, жидкой и газо­образной, называется периметром смачивания. Поверхности по-ровых каналов пористых сред характеризуются значительной не­однородностью по смачиваемости. В этой связи о смачиваемости породы в целом различными жидкостями можно говорить лишь как об осредненном показателе, характеризующем лишь соотно­шение и геометрию участков с различной степенью смачиваемо­сти.

Осредненную избирательную смачиваемость горной породы пластовыми жидкостями можно оценить по скорости впитывания воды в нефтенасыщенный керн. В этом случае измеряется лишь относительная смачиваемость породы (относительно смачивае-

R.H. Кудтгсж. Ост

wi/тгега

Глава V. Физические свойства нефти и газа 95

мости другого образца породы, свойства поверхности которого

При равновесии сил, приложенных к единице длины пери-

1ния, будем иметь

С|-₃ + <т,_₂ cos в =

метра смач:

считаются известными). Это связано с зависимостью скорости впитывания воды в пористую среду не только от величины углов смачивания, но и от многочисленных свойств породы, учет влия­ния которых затруднен.

гостные натяжения на границе

N2, G,_3 и С2_з -

Мерой смачивания твердого тела жидкостью служит крае­вой угол смачивания 0, образованный поверхностью твердого те­ла и касательной к поверхности капли в точке ее соприкосиопс- Ф^а1 '~²> ^1-3> 2-3. ния с телом (рис. 7).

0< 90°

шшш

Рис. 7. Различные случаи смачивания твердого тела жидкостью:

жидкость смачивает твердое тело (а); промежуточное состояние (б); жил' кость не смачивает твердое тело (в); 1 - жидкость; 2 - воздух; 3 - твердое

Если краевой угол в < 90°, то жидкость смачивает твердую поверхность; если угол #>90°, то жидкость не смачивает твер­дую поверхность; если угол 0 = 90", то жидкость находится п промежуточном состоянии.

Смачиваемая водой поверхность твердого тела, для кото­рой 0<9О°, называется гидрофильной. Не смачиваемая водой по­верхность твердого тела, для которой #>90°, называется гидро­фобной. Смачивание происходит в результате проявления моле­кулярных сил, действующих па разделе трех фаз: твердой - 3, га­зообразной - 2, жидкой - 1. По способности жидкости смачивать породу судят о величине поверхностного натяжения в системе порода-жидкость-газ или порода-жид кость-жидкость.

Глава VI. Породы, содержа!

■ефть v

Глава VI Породы, содержащие нефть и газ

Горные породы, способные вмещать нефть, газ, воду и отда­вать их при разработке, называются коллекторами. Большинство пород-коллекторов имеет осадочное происхождение. Нефть и газ содержатся в терригенных коллекторах, таких как пески, песча­ники, алевролиты, и в карбонатных коллекторах - известняки, доломиты, мел.

Породы-коллектора должны обладать емкостью {рис. 8), т.е. системой пор (пустот), трещин и каверн.

Рис. 8. Поровое пространство в горной породе: 1 - минеральны: 2 — поровое пространство породы, заполненное жидкостью или газом

Но не все породы, обладающие емкостью, являются прони­цаемыми для нефти и газа, т.е. коллекторами. Поэтому важно знать не только пористость коллекторов, но и проницаемость. Проницаемость горных пород зависит от поперечных (к направ­лению движения углеводородов) размеров пустот в породе.

Принято подразделять коллекторы на три тина: гранулярные или поровые (только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные поро­ды)-

Емкость порового коллектора называется пористостью. Для характеристики пористости применяется коэффициент по­ристости, который показывает, какую часть от всею объема гор­ной породы состапляют поры. По размерам поры делятся на сверх капиллярные (более 508 мкм), капиллярные (508-0,2 мкм) и субкапиллярпые (менее 0,2 мкм).

Нефть, газ и вода в сверхкапиллярных порах свободно пе­ремещаются под действием гравитационных сил. В капиллярных порах движение нефти, газа и воды затруднено вследствие прояв­ления сил молекулярного сцепления. В субкапиллярных порах движение нефти, газа и воды не происходит. В пласте движение нефти, газа и воды происходит по сообщающимся каналам раз­мером более 0,2 мкм. Пористость подразделяют на общую, от­крытую и эффективную.

Общая пористость - это объем всех пор в породе. Коэффи­циент общей пористости представляется отношением объема всех пор V, к объему образца породи V₂:

которые сообщаются между собой. Открытая пористость харак­теризуется коэффициентом открытой пористости К_П0 как отно­шение суммарного объема открытых пор V_o к объему образца породы V₂:

Существует также понятие эффективной пористости, кото­рая определяется наличием пор в породе, из которых нефть и газ могут быть извлечены при разработке. Коэффициент эффектив­ной пористости К_{п э}ф равен отношению объема пор V^,, через ко-

98 П.И. Кудннон. Основы нефтегазапромыслового дела

торыс П01М0ЖН0 движение нефти, газа и воды при определен! температуре и давлении, к объему образца породы V₂ '■

коэффициент пористости горных пород составляет от 17-25% до 40%.

Важным показателем, характеризующим свойства горной породы пропускать нефть, газ и воду, является проницаемость. Единица проницаемости 1 мкм². Это проницаемость породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м², длиной I м и перепаде давления 0,1 МПа расход жидкости вязкостью 1 МПа-с составляет 1 М³/с. Проницаемость зависит от размера и конфигу­рации пор, плотности укладки, трещиноватости и взаимного рас­положения частиц породы. Проницаемость трещиновытых из­вестняков колеблется от 0,005 до 0,02 мкм², а песчаников - от 0,05 до 3 мкм².

Пористость и проницаемость нефтегазоносных пластов час­то значительно изменяется в одном и том же пласте. Величина пористости и проницаемости в значительной степени влияет на конечное пефтеизвлечепие. В процессе разработки нефтяных месторождений с целью увеличения пористости и проницаемости проводят различные геолого-технические мероприятия, такие как кислотные обработки, гидроразрыв пласта, щелепая разгрузка, обработка пласта оксидатом и т.д.

Определение пористости и проницаемости нефтесодержа-щих пород проводят по материалам геофизических исследований, образцам керна, отбираемого в процессе бурения, и по результа­там испытания скважин на приток. По проницаемости и пористо­сти, согласно А.А. Ханину (таблица 6), выделяются шесть клас­сов коллекторов.

Удержание скоплений нефти и газа в горных породах не­возможно, если они не будут перекрыты непроницаемыми поро­дами, которые называют покрышками. В качестве покрышек мо­гут быть глины, соли, гипсы и ангидриды.

Глава VI. Породы, содержащие нефть

Прони-по газу,

Порис­тость эф­фектив­ ная, %

Оценка колле

16,5

цаемости и емкости

Але про.) it зернисты

Алевролит i ерн истый

Не

iepnm

Але в рол hi

"Песчаник з ерни;

|ролит м зернистый

Пес зернис

Коллектор не имеет промьл

Алевролит крупно зернистый

Аленро.гтнт мег зернистый

100 В.И. Кулинов. Ос/швы мефтегазопромысяового дела

Покрышки различают по характеру распространения, тол­щине, однородности сложения, плотности, проницаемости, мине­ральному составу. Различают региональные, субрегиональные, зональные и локальные покрышки.

	Таблица 7. Классиф!	кация покрышек по Э.А. Бакирову
№ „/„	покрышек	Признак подразделения
По площади распространения.
	Региональные	Распространены в пределах нефтегазонос­ной провинции или большей ее части.
	Субрегиональные	Распространены в пределах нефтегазонос­ной области или большей ее части.
	Зональные	Распространены в пределах зоны или рай-
	Локальные	Распространены в пределах отдельных ме-стоскоилений.
	По состоянию	с этажами нефтегаюносности.
	Межэтажные	Перекрывают этаж нефтегазоносности в моноэтажных местоскоплениях или разде­ляют их в полиэтажпых местоскоплениях.
	Внутриэтажныс	Разделяют продуктивные горизонты внутри этажа нефтегазоносности.
По литологическому составу.
I.	Однородные (глини­стые, карбонатные,	Состоят из пород одного литологического состава.
	Неоднородные: сме­шанные (пссчано- генно-галогештые и другие)	Состоят из пород различного литологиче­ского состава, не имеющих четко выражен -
	Расслоенные	Состоят из чередования прослоев различ­ных лптологических разностей пород.

Региональные покрышки имеют площадное распростране­ние, характеризуются литологической выдержанностью и значи-

Глава VI. Породы, с

тельной толщиной. Они наблюдаются в пределах отдельных ре­гионов (Волго-Уральская, Западно-Сибирская провинция и т.д.)

Зональные покрышки выдержаны в пределах отдельной зо­ны поднятий, по площади распространения они меньше регио­нальных. Локальные покрышки встречаются в пределах место-скопления и обеспечивают сохранность отдельных залежей неф­ти и raja.

Большую роль в экранирующих свойствах покрышек играет степень их однородности. Наличие прослоев песчаников и алев­ролитов ухудшает свойство покрышек.

Чаще всего встречаются глинистые покрышки, обладающие хорошими экранирующими свойствами, а также каменная соль и т.д. Чем больше толщина покрышки, тем значительно выше ее изолирующие свойства.

1. Природные резервуары. Ловушки

И.О. Брод природными резервуарами назвал естественные вместилища нефти, газа и воды, внутри которых эти флюиды мо­гут циркулировать и форма которых обусловлена соотношением коллектора с вмещающими его (коллектор) плохопроницаемыми породами. Выделяют три основных природных резервуара - пла­стовые, массивные и литологические, ограниченные со всех сто­рон.

Пластовые резервуары - это породы-коллектора, распро­страненные по площади на сотни и тысячи квадратных кило­метров, небольшой толщины (от долей метров до десятков мет­ров).

Они могут слагаться как терригепиыми, так и карбонатными породами, могут содержать отдельные линзовидные прослойки из непроницаемых пород в толще одного горизонта, что делает их неоднородными по строению как в вертикальном, так и в го­ризонтальном направлениях (рис. 9).

Массивные природные резервуары представляют собой мощную (несколько сот метров) толщу пластов-коллекторов раз­личного или одинакового литологического состава (рис. 10 а).

a VI. 11ороды, содержа:

: нефтт

3 | "Л." | 4

Рис. 9. Пластовым природный резервуар
а) б)

Они слагаются терригенными и карбонатными породами. Нее пласты проницаемых пород сообщаются между собой. Раз­новидностью массивного резервуара являются ископаемые рифы (рис. 10 б). Литологичсски ограниченные природные резервуары практически со всех сторон окружены непроницаемыми порода­ми. Например, линза песков в толще глинистых пород (рис. 11).

Как правило, природные резервуары заполнены водой.

Нефть и газ в процессе миграции, попадая в природный ре­зервуар, заполненный водой, в силу разности удельных весов за­нимает верхнее положение. Они перемещаются вверх, оттесняя воду, до тех пор, пока не достигнут кровли пласта-коллектора. Дальнейшее их продвижение по пласту-коллектору будет в слу­чае, если кровля пласта наклонна к горизонту.

В этом случае нефть и газ перемешаются вверх по наклон­ному пласту-коллектору вблизи его кровли. Если на пути встре­чается препятствие в виде литологического экрана, изменение наклона па обратное, то перед препятствием образуется скопле­ние нефти и газа. На рис. 12 нефть (или газ) из точки А (или Б) может переместиться в точку Л, но не может переместиться в точку А (или Б) из точки Л.

Рис. 10. I

пластов-г

е природные резервуары, связанные с толщей в (а) м с рифом (б): 1 - песчаники, 2 - глины, 2-3 -

Рис. 1 I. Линза песков (1) в толще глин (2)

Рис. 12. Схемы возможных перемещений и экранирования нефти (или газа) в природном резервуаре: в случае литологического эк­рана (а); в антиклинально изогнутом пласте (б): 1 - часть природно­го резервуара, в котором нефть (газ) экранируется

В точке Л нефть или газ будет экранироваться (задерживать­ся), т.е. будет находиться в состоянии относительного покоя.

104 ПИ. Кудилоп. Опшвы нефтегозопромыслового дела

Часть природного резервуара, в котором могут экранироваться нефть и газ и может образоваться их скопление, называется ло-еушкой. Примеры ловушек в пластовом, массивном и литологи-ческом природных резервуарах показаны на рис. 13.

¹ I у 12 ЕЕЕЭ³

Рис. 13. Лопушки нефти и газа в пластовых (Л, Б, Г), массивных (Е, Ж) и литологических (В,Д) природных резервуарах. Породы: 1 - тсрригсиные, 2 - хемсиенпыс, 3 - карбонатные, 4 - ловушки, 5 - ito-

Глава VI. Породы, содержащие нефть и газ

В пластовых и массивных резервуарах ловушками нефти и газа являются сводные изгибы пластов (рис. 13, Б, Г, С) или верх­ние части рифовых массивов, имеющие сводообразную форму (рис. 13, Ж); лнтологически замкнутый природный резервуар яв­ляется ловушкой для нефти и газа (рис. 13, В).

Ловушки подразделяют на структурные, стратиграфиче­ские, литологические и рцфогениые. Структурные ловушки обра­зуются в результате изгиба слоев (рис. 13, Б, Г, Е) и разрыва их сплошности.

Стратиграфические ловушки (рис. 13, А) образуются в ре­зультате эрозии пластов коллекторов во время перерыва в накоп­лении осадков (в эпоху восходящих движений) и перекрытия их затем непроницаемыми породами (в эпоху нисходящих движе­ний).

Литологические ловушки образуются в результате литоло-гического замещения пористых проницаемых пород непроницае­мыми (рис. 13, В, Д). Рифогенные ловушки формируются в ре­зультате отмирания организмов-рифостроителей (кораллов, мша­нок), накопления их скелетных остатков в форме рифового тела (рис. 13, Ж) и последующего его перекрытия непроницаемыми породами.

Около 80% залежей в мире связано со структурными ло­вушками, остальные немногим более 20% залежей - рифогенны-ми, стратиграфическими и литологически ми ловушками.

2. Залежи нефти и газа

Локальные и региональные скопления нефти и газа.

А.А. Бакиров в своих трудах па международном геологическом конгрессе (1964 г.) предложил единую классификацию всех кате­горий скопления нефти и газа в земной коре. Скопления нефти и газа подразделяются на две категории: локальные и региональ­ные. В категорию локальных скоплений им включаются залежи и местоскоплення. Залежь нефти и газа представляет собой естест­венное локальное (единичное) скопление нефти и газа в ловушке. Залежь нефти образуется в той части резервуара, в которой уста-

106 И.И. Кулинов, Основы нефтегазопромыа

навлнвается равновесие между силами движения, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами со­противления, которые препятствуют движению.

Мсстоскоплепис 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 (рис. 14).

Рис. 14. Продуктивная часть разреза местоскопления нефти и га­за: I - нефтяные залежи в пластах Б,, Б₂, Б₃; 2 - пласт-коллектор за преде­лами нефтяной залежи, насыщенный водой

Термин «месторождение нефти и газа» не отвечает действи­тельному смыслу этого понятия, так как образование залежей происходит в результате сложных миграционных процессов, про­текающих в недрах земной коры. Поэтому правильнее говорить о «местоскоплении нефти и газа» (термин введен А.А. Бакиро-пым). В категорию региональных скоплений углеводородов включаются зоны нефтегазонакопления, нефтегазоносные облас­ти и провинции. В литературе часто используется термин «нефте­газоносный бассейн», предложенный И.О. Бродом для крупных

Глава VI. Породы, содержащие нефть и т;п 107

впадин, выполненных осадочными толщами, в которых имеются комплексы с залежами нефти и газа.

3. Элементы залежи

Газ, нефгь и вода располагаются в ловушке в соответствии с их плотностью. Газ, как наиболее легкий, занимает кровельную часть природного резервуара под покрышкой. Ниже поровое про­странство заполняется нефтью и еще ниже - водой. На рис. 15 приведены принципиальные схемы (карта и разрез) залежи нефти с газовой шапкой, приуроченной к сводному изгибу пласта-коллектора пластового природного резервуара.

Рис. 15 Принципиальная схема сводной залежи

R.1I. Кудинов. Основы ирфтегазопромысяового дела

а)

Поверхности контактов газа и нефти, воды и нефти (рис. ]5 а) называются поверхностями газа нефтяного (ГНК) и во-донефтяного (ВНК) контактоп. Линия пересечения поверхности ВПК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта называется внешним контуром нефтеносности (газоносности). Если поверхность кон­такта горизонтальная, то контур нефтеносности (газоносности) я плане параллелен изогипсам кровли пласта (рис. 15 б). При на­клонном положении поверхности ВПК (ГМК) контур нефтенос ности (газоносности) на структурной карте будет пересекать изо-гипсы кровли пласта, смещаясь в сторону наклона поверхности раздела (рис. 16).

Рис. 16. Принципиальная схема нефтяной залежи с наклонным во-донефтяным контактом: а) геологический разрез; 6) структурная карта: 1,2 - нефть; 3 - изочипсы; 4 - внешний контур нефтеносности

Линия пересечения поверхности во до нефтяного (газонефтя­ного) раздела с подошвой пласта называется внутренним конту­ром нефтеносности (газоносности). Длина, ширина и площадь за­лежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности). Высо­той залежи (высота нефтяной части залежи вместе с высотой га­зовой щапки) называется вертикальное расстояние от подошвы до ее наивысшей точки.

4. Классификация залежей нефти и газа

Вопросам классификации нефти и газа посвящены работы И.О. Нрода, И. А. Еременко, А. А. Бакирова и др.

Глава VI. Пороли, содержащие нефть и г

Согласно классификации, с которой связаны залежи нефти и газа, in,' 1-пяют четыре основных класса локальных скоплений нефти и i <: i.i (табл. 8) по А.А. Бакирову.

Таблица 8

Класс	Группе	Тип	Виды ловушек
		Сводовые	Антиклинали и купола! простого,
			ненарушенного строения; ослож-
			ненные разрывными нарушения-
			ми; соляпокугюлыгые структуры;
	Антиклина-	Висячие	Структуры: простого и сложного
	лей и купо-	тектонически	строения.
S.	лов	экраннрован-	Структуры, осложненные разрыв-
Б и		HT.ic	ными нарушениями и т.д.
Монокли	Нарушенных	Экранированные разрывными на-
	налей	моноклиналей	рушениями моноклинали.
	Рифовых	Выклини-	Участки: выклинивания коллекто-
	массивов	вающихся и и	ров вверх но восстановлению пла-
	Л НТО 401 И-	заметенных	стов; замещения проницаемых по-
и	чеиси ihpa-	коллекторов	род непроницаемыми
1 8	нированные
* £	Цитологи-	Экранирован-	Экранирование отложениями ас-
	чески огра-	ные	фальта и битума
	Литологи-	Шпуркопые	Песчаные образования ископае-
	чески огра-	или рукавооб-	мых русел палсорек
	ниченные	разные
	В коллекто-	Под несогла-	Участки стратиграфических несо-
	рах, cpcian-	сиями на тек-	гласий на антиклиналях или мо-
S	ных эрозией	тонических	ноклиналях.
	и перекры-	структурах
	тых несо-
"в"	гласно зале-	Осташювые	Участки эродированной поверх-
i"	гающим»		ности погребенных останнов па-
Р-	слоями не-		леорельефа.
й	проницае-
	мых пород	Выступовые	Выступы кристаллического фун-

Глава VI. Порол м. содержащие нефть и газ г) ______________

no

ъ. Ост

В.И. Кудш

деле

л нефтегвзопралн

К классу структурных залежей относятся залежи, приуро­ченные к различным видам локальных тектонических структур. Это сводовые, тектонически экранированные и приконтактные залежи нефти и raja.

Сводовые залежи формируются в сводовых частях локаль­ных структур.

Принципиальные схемы сводовых залежей показаны на рис. 17.

Тектонически экранированные залежи нефти и газа форми­руются вдоль разрывных смещений, осложняющих строение ло­кальных структур. Подобные залежи могут находиться на своде, крыльях или переклиналях (рис. 18).

Рис. 17. Сводовые залежи в разрезе и в плане (по Л.А. Бакирову)

Приконтактные залежи образуются в продуктивных пла­стах, контактирующих с соляным штоком, глиняным диапиром или с вулканогенными образованиями.

В классе литологических залежей выделяются две группы залежей: литологически экранированных и литологически огра­ниченных.

Рис. 18. Тектонически экранированные залежи в разрезе и в плане

Литологически экранированные залежи располагаются в уча- (_по а.А. Бакирову)

стках выклинивания пласта-коллектора (рис. 19).... - i.

Рис. 19. Литологически экранированные залежи в разрезе и в плане
а) 6) в)

Рис. 20. Литологически ограниченные залежи

Залежи литологически ограниченные приурочены к песча­ным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообразные), к прибрежным песчаным валоподобным обра­зованиям или к гнездообразно-залегающим породам-коллек­торам, окруженным со всех сторон слабопроницаемыми порода­ми (рис. 20). Рукавообразные залежи нефти впервые были откры­ты И.М. Губкиным в 1911 году в Майкопском районе Северного Кавказа.

Глава VI. Породы, содержащие нефть п газ 113

Залежи рифогептюго класса образуются п теле рифовых массивов (рис. 21).

Рис. 21. Залежи рифогенных образований в разрезе и в плане

Формирование стратиграфических залежей происходило в коллекторах, срезанных эрозиен и стратиграфически несогласно перекрытых непроницаемыми слоями более молодого возраста.

Залежи стратиграфического класса могут быть обнаружены п антиклиналях, куполовидных и моноклинальных структурах

114 И.И. Кулшгов. Оаювы нефтегаэопромысяового дела

(рис. 22 а). К ним относят и залежи, приуроченные к выветрен­ной части погребенных выступов кристаллических пород фунда­мента (рис. 22 б).

Рис. 22. Стратиграфические залежи в разрезе и в плане