за типу природного резервуару розрізняють поклади (пастки): пластові, масивні та літологічно обмежені з усіх боків (І.О. Брід).

У покладах пластовоготипу УВ-флюїди контролюються покрівлею та підошвою конкретного пласта-колектора (найчастіше це піщана пачка), який обмежений зверху та знизу породами-флюїдоупорами, рух флюїду здійснюється вздовж пласта (латерально).

Поклади пластового типу поділяються на повнопластові та неповнопластові (водоплавні). Перші мають зовнішній та внутрішній контури газо- (нафто-) носності, другі – тільки зовнішній. У плані найчастіше мають ізометричну та подовжену форму.

У покладах масивноготипу УВ-флюїди утримуються лише породами покришки, рух пластового флюїду здійснюється у всіх напрямках. Для масивного покладу характерні лише зовнішні контури газо- та нафтоносності. Масивні поклади найчастіше присвячені карбонатним колекторам, у плані найчастіше мають форму кола.

Літологічно обмежені з усіх боківпоклади оточені непроникними породами, рух пластового флюїду немає, а зовнішній і внутрішній контури газо- (нафто-) носності у плані мають неправильні обриси. Поклади частіше приурочені до уламкових та нетрадиційних колекторів, до лінзовидних та неантиклінальних пасток.

Залежно від продуктивності експлуатаційних свердловин А.Е. Конторовичем розроблено класифікацію за робочими дебітами (таблиця 4). Слід зазначити, що у США середньостатистичний дебіт нафтової свердловини становить 2-5 т/сут. У РФ відзначається зневажливе ставлення до дрібних покладів і гонитву лише за великим економічним ефектом.

Таблиця 4 – Класифікація покладів за значеннями робочих дебітів (за А.Е. Конторовичем)

за складності геологічної будови виділяються поклади:

простої будови - однофазні поклади, пов'язані з непорушеними або слабопорушеними структурами, продуктивні пласти характеризуються витриманістю товщин та колекторських властивостей за площею та розрізом;

складної будови - одно- та двофазні поклади, що характеризуються невитриманістю товщин та колекторських властивостей продуктивних пластів за площею та розрізом або наявністю літологічних заміщень колекторів непроникними породами, або тектонічних порушень;

дуже складної будови- одно- та двофазні поклади, що характеризуються як наявністю літологічних заміщень або тектонічних порушень, так і невитриманістю товщин та колекторських властивостей продуктивних пластів.

По початковому фазовому стану та складу основних вуглеводневих сполуку надрах поклади поділяються на однофазні та двофазні.

До однофазних покладів належать:

а) нафтові поклади, присвячені пластам-колекторам, що містять нафту, насичену різною мірою газом;

б) газові або газоконденсатні поклади, присвячені пластам-колекторам, що містять газ або газ з вуглеводневим конденсатом.

До двофазних покладів відносяться поклади, присвячені пластам-колекторам, що містять нафту з розчиненим газом і вільний газ над нафтою (нафтова поклад з газовою шапкою або газова поклад з нафтовою облямівкою). В окремих випадках вільний газ таких покладів може містити вуглеводневий конденсат. Відносно обсягу нафтонасиченої частини покладу до обсягу всього покладу двофазні поклади поділяються на:

а) нафтові з газовою або газоконденсатною шапкою (нафти понад 0,75);

б) газо- або газоконденсатнонафтові (нафти від 0,50 до 0,75);

в) нафтогазові чи нафтогазоконденсатні (нафти від 0,25 до 0,50);

г) газові або газоконденсатні з нафтовим облямівкою (нафти менше 0,25).

В основу більшості розроблених до теперішнього часу класифікацій покладів нафти і газу покладено генезис і будову складових покладів пасток і природних резервуарів. Однак ці ознаки характеризують насамперед не власне поклади нафти і газу, а природні резервуари або елементи земної кори, що містять їх.

Покладомназивають природне локальне скупчення нафти чи газу, що займає частину (пастку) природного резервуару. Якщо технологія поклади рентабельна, вона називається промисловою покладом.

У більшості випадків формування покладів нафти і газу відбувається за антиклінально-гравітаційної моделі,описаної 1859 р. М. Дрейком США. Згідно з цією моделлю, нафта і газ, як менш щільні, витісняються з газонафтоводяного флюїду у верхні частини резервуарів і локалізуються в пастках, які зазвичай знаходяться у виступах верхніх частин резервуарів. У покладі, що сформувалася за цією моделлю, всі частини гідродинамічно пов'язані, що створює можливість гравітаційної диференціації флюїдів. Перебуваючи в резервуарі, поклад нафти або газу зосереджений у породі-колекторі і зверху перекритий породою-флюїдоупором. Знизу, під покладом розташовується той самий колектор, але насичений водою.

Як спробу різнобічного розгляду покладів слід розглядати класифікацію покладів УВ за такими ознаками: запаси, будова колектора в пастці, тип колектора, тип екрану в пастці, величина робочих дебітів. Як показує практика, найбільш важливою, з точки зору економіки та методики ведення пошуково-розвідувальних робіт, є класифікація покладів щодо їх фазового стану. Нижче (табл.1) наведено приклад такої класифікації.

Таблиця 1.

Класифікація та номенклатура покладів УВ по фазовому стану

та кількісному співвідношенню газу, нафти та конденсату

Пропоноване найменуваннявання покладів (узнаннячення)	Основні особливості покладів
Однофазові поклади
Газові (Г)	Складаються в основному з СН 4 із вмістом пентану та тяжчих УВ не більше 0,2 % обсягу покладу
Газоконденсатногазові (ГКГ)	Газові поклади із вмістом С5+ вищ. в межах 0,2-0,6 % обсягу покладу, що відповідає приблизно вмісту конденсату до 30 см 3 /м 3
Газоконденсатні (ГК)	Газові поклади із вмістом С + вищ. в межах 0,6-4 % обсягу покладу, що відповідає приблизно вмісту конденсату 30-250 см 3 /м 3
Конденсатні (К)	Газові поклади із вмістом Cs+ вищ. більше 4 % обсягу покладу, що приблизно відповідає вмісту конденсату понад 250 cm 3 /m 3
Поклади перехідного стану (ЗПС)	Поклади УВ, які за своїми фізичними властивостями (в'язкості, щільності) у пластових умовах близькі до критичного стану, займаючи проміжне положення між рідиною та газом
Нафтові (Н)	Поклади нафти з різним вмістом розчиненого газу (зазвичай менше 200-250 м3/т)
Двофазові поклади
Нафтогазові (НГ)		Газові поклади з нафтовою облямівкою; запаси газу більші за геологічні запаси нафти
Газонафтові (ГН)		Поклади нафти із газовою шапкою; геологічні запаси нафти перевищують запаси газу
Нафтогазоконденсатні (НГК)		Газоконденсатні або конденсатні поклади з нафтовою облямівкою; запаси газу та конденсату перевищують запаси нафти
Газоконденсатнонафтові (ДКН)		Нафтові поклади із газоконденсатними шапками; геологічні запаси нафти перевищують запаси газу та конденсату

Мал. 1. Схема пластово-склепіння газо-нафтового покладу.

1- підошва нафтового покладу; 2 – зовнішній контур нафтоносності; 3 – внутрішній контур нафтоносності; 4 – поверхня газонафтового розділу; 5 – зовнішній контур газоносності; 6 – внутрішній контур газоносності; 7 – довжина покладу; 8 – ширина покладу; 9 – висота нафтового покладу; 10 – висота газової шапки; 11 – загальна висота газонафтового покладу; 12 – газова частина покладу; 13 – газонафтова частина покладу; 14 – нафтова частина покладу; 15 - водонафтова частина покладу

Мал. 2. Схема потужної нафтогазової поклади.

1 – підошва нафтового покладу; 2 – зовнішній контур нафтоносності; 3 – поверхня газонафтового розділу; 4 – зовнішній контур газоносності; 6 – довжина покладу; 5 – ширина покладу; 7 – висота нафтового покладу; 8 – висота газової шапки; 9 – загальна висота газонафтового покладу; 10 - газонафтова частина покладу; 11 – водонафтова частина покладу

Доцільно прийняти генетичну класифікаціюА.А. Бакірова (1960), який розвиваючи уявлення І.М. Губкіна, виділив чотири основні класи локальних скупчень нафти та газу: структурний, літологічний, рифогенний та стратиграфічний (рис. 3).

При вивченні цього розділу необхідно отримати знання, достатні для встановлення генетичного типу покладу, визначення геологічної документації та схематичного зображення таких елементів закладу, як висота, довжина, ширина, і площа покладу, амплітуда пастки, водонафтовий контакт (ВНК), газонафтовий (ГНК) , газоводяний (ГВК), зовнішні та внутрішні контури нафтоносності (газоносності) тощо.

Клас	Група	Підгрупа
Структурні	Поклади антиклінальних структур	Склепіння (рис.4). Тектонічно екрановані (рис.5). Приконтактні (рис.6). Висячі (рис.7).
	Поклади монокліналів	Екрановані розривними порушеннями (рис.8а). Пов'язані з флексурними утвореннями (рис. 8б). Пов'язані зі структурними носами (рис. 8в).
	Поклади синклінальних структур
Рифогенні	Пов'язані з рифовими масивами	Поклади в одиночному рифі (рис.9). Поклади групи рифових масивів (рис.9б).
Літологічні	Літологічно екрановані	Приурочені до ділянок виклинювання колекторів (рис. 10а). Приурочені до ділянок заміщення порід, що проникаються, непроникними (рис. 10б). Екрановані асфальтом чи бітумом (рис.10в).
Літологічні	Літологічно обмежені	Приурочені до піщаних утворень русел палеорік (шнуркові або рукавоподібні) (Рис.11а). Приурочені до прибережно-піщаних валоподібних утворень викопних барів (рис.11б). Лінзоподібні (Гніздоподібні) (рис.11в).
Стратиграфічні	Поклади в колекторах зрізаних ерозією та перекритих непроникними породами	Пов'язані зі стратиграфічними незгодами на локальних структурах (рис.12а). Пов'язані з монокліналями (рис.12б). Пов'язані зі стратиграфічними незгодами, присвяченими еродованої поверхні похованих залишків палеорельєфа (рис.12в). Пов'язані виступами кристалічних порід (рис.12г).

Рис.3 Генетична класифікаціяпокладів нафти та газу по А.А.Бакирову.

Мал. 4. Складові поклади:а – непорушені; б – порушені; в - структур, ускладнених криптодіапір або вулканогенними утвореннями; г – солянокупольних структур. Умовні позначення: 1 – нафта у профілі; 2 - нафта у плані; 3 - стратоізогіпси по покрівлі продуктивного пласта; 4 – порушення; 5 - вапняки; 6 -вулканогенні утворення; 7 - соляний шток; 8 – піски; 9 – глини; 10 - грязьовий вулкан та діапіри; 11 - мергелі

Мал. 5. Тектонічно екрановані поклади.

а – прискідна, б – привскидова, в – структури, ускладненої діапіризмом чи грязьовим вулканізмом; г – солянокупольною структурою, д – піднасувна.

Мал. 6. Приконтактні поклади на структурах:

а – з соляним штоком, б – з діапіровим ядром або з утворенням грязьового вулканізму, в – з вулканогенними утвореннями.

Мал. 7. Висячі поклади антиклінальних структур:

а – непорушеної будови, б – ускладнених розривом порушень, у – ускладнених криптодіапіром чи вулканогенними утвореннями.

Мал. 8. Поклади монокліналей:

а – екрановані розривними порушеннями, б – присвячені флексурним ускладненням, в – пов'язані з структурними носами.

Мал. 9. Поклади рифогенних утворень у одиночному рифовому масиві (а), у групі рифових масивів (б).

Рис.10.Літологічно екрановані поклади присвячені ділянкам виклинювання пласта-колектора (а) і заміщення проникних порід непроникними (б), і поклад, запечатана асфальтом (в).

Мал. 11. Літологічно обмежені поклади присвячені:

а – до піщаних утворень русел палеорек, б – до прибережних піщаних утворень викопних барів, у – до лінз піщаних порід у слабопроникних глинистих відкладах.

Мал. 12. Стратиграфічні поклади:

а – в межах локальної структури, б – на монокліналях, у – на поверхні похованих залишків палеорельєфу, г – на поверхні виступів кристалічних порід.

Додаток 1.

Федеральне агентство з освіти

Пермський Національний Дослідницький Політехнічний Університет

КОНТРОЛЬНА РОБОТА

(Для студентів заочного відділення)

1.5.1. Основні типи покладів

Виділяються такі основні типи покладів нафти та газу: пластовий (Рис. 1); масивний; літологічно чи стратиграфічно обмежений; тектонічно екранований.

^ Мал. 1. Схема пластового склепіння.

Частини пласта: 1-водяна, 2 - водонафтова, 3-нафтова, 4 -газонафтова, 5-газова; 6 - породи-колектори; Н -висота покладу; Нг, Нн- висоти відповідно газової шапки та нафтової частини покладу

Поклад нафти і газу може бути приурочена до одного ізольованого природного резервуару або пов'язана з групою гідродинамічно сполучених природних резервуарів, в яких позначки газорідинного і водонафтового контактів відповідно однакові. У другому випадку поклад виділяється як масивна або пластово-масивна.

1.5.2. Класифікація покладів за фазовим станом УВ

Залежно від фазового станута основного складу вуглеводневих сполук у надрах поклади нафти та газу поділяютьсяна (рис. 2):

- нафтові, Що містять тільки нафту, різною мірою насичену газом;

газонафтові та нафтогазові(двофазні); у газонафтових

Покладах основна за обсягом частина нафтова та менша-газова (газова шапка); у нафтогазово-газова шапка перевищує за обсягом нафтову частину системи; до нафтогазових відносяться також поклади з вкрай незначною за обсягом нафтовою частиною - нафтовою облямівкою;

- газові, що містять лише газ;

газоконденсатнонафтові та нафтогазоконденсатні: у перших - основна за обсягом нафтова частина, а по-друге - газо-конденсатна.(див. рис. 2).

1.5.3. Основні особливості, що характеризують умови розробки покладу

Будь-яка нафтова або газова поклад має потенційну енергію, яка в процесі розробки витрачається на витіснення нафти і газу з резервуару (продуктивного пласта). Витіснення флюїдів із покладу відбувається під дією природних сил-носіїв пластової енергії. Такими носіями є насамперед натиск крайових вод, а також пружні сили нафти, води, породи; газу, стиснутого в газових покладах і газових шапках, і газу, розчиненого в нафті. Крім того, в залежах діє сила тяжкості нафти.

Характер прояви рушійних сил у пласті, що обумовлюють приплив флюїдів до видобувних свердловин, називається режимом покладу. Відповідно до характеру прояву домінуючого джерела пластової енергії в процесі розробки в нафтових покладах виділяють режими: водонапірний, пружноводонапірний, газонапірний (газовий шапки), розчиненого газу та гравітаційний, а в газових покладах-газовий та упруговодонапірний.

Прояв того чи іншого режиму в покладі обумовлено неоднорідністю продуктивного пласта в межах покладу і поза нею, складом і фазовим станом УВ покладу, її віддаленістю від галузі харчування, що застосовуються в процесі розробки технологічними рішеннями. Про режими покладу судять щодо зміни в часі дебітів нафти, газу і води, обводненості продукції, пластових тисків, газових факторів, просування крайових вод тощо. Умови розробки покладів визначаються також багатьма іншими факторами: фазовими проникненнями порід, продуктивністю свердловин , гідропровідністю, п'єзопровідністю продуктивних пластів, ступенем гідрофобізації порід, повнотою витіснення нафти витісняючим агентом.

1.6. МІСТОРОДЖЕННЯ НАФТИ І ГАЗУ ТА ЇХ ОСНОВНІ КЛАСИФІКАЦІЙНІ ОЗНАКИ

МАЙСТРОВАННЯ являє собою сукупність покладів нафти і газу, присвячених єдиній тектонічній структурі і рас- в межах однієї площі.

Родовища можуть бути однозалежними і багатозалежними. За величиною видобутих запасів нафти і балансових запасів газу родовища поділяються на унікальні, великі, середні та дрібні (табл.1)

Класифікація запасів родовищ нафти та газу за розмірами

За складністю геологічної будови, умовами залягання та витриманості продуктивних пластів незалежно від величини запасів виділяються родовища (поклади):

простої будови , пов'язані з непорушеними або слабопорушеними структурами, продуктивні пласти яких характеризуються витриманістю товщин і колекторських властивостей по площі та розрізу;

складної будови , що характеризуються невитриманістю товщин і колекторських властивостей продуктивних пластів по площі та розрізу АБОлітологічними заміщеннями колекторів погано проникними породами чи наявністю тектонічних порушень;

дуже складної будови , Для яких характерні як літологічні заміщення або тектонічні порушення, так ^ Іневитриманість товщин і колекторських властивостей продуктивних пластів.

Складністьгеологічної будови родовищ встановлюєтьсявиходячи з відповідних характеристик основних залежів, що укладають основну частину (більше 70%)запасів родовища. Розміри та складність будови родовищ визначають методику розвідувальних робіт, їх обсяги та економічні показники розвідки та розробки.

1.7. НАФТОГАЗОНОСНІ ОБ'ЄКТИ, Що МІСТЬ РЕСУРСИ НАФТИ І ГАЗУ. І ОСНОВНІ ПРИНЦИПИ ЇХ КЛАСИФІКАЦІЇ ТА НАФТОГАЗОГЕОЛОГІЧНОГО РАЙОНУВАННЯ

Нафта та газ вкрай нерівномірно розподілені у надрах. У зв'язку з цим прогнозування нафтогазоносності та проведення геологорозвідувальних робіт спрямовані на виявлення територій та частин розрізу, що характеризуються максимальною концентрацією родовищ і покладів нафти і газу. Виділення в межах досліджуваної території окремих частин за ступенем подібності гео-тектонічної будови та складу складових їх формацій, тобто факторів, що в сукупності контролюють нафтогазоносність надр, називається нафтогазогеологічним районуванням .

При нафтогазогеологічному районуванні слід враховувати чотири основні групи факторів - критеріїв, що контролюють процеси генерації, міграції та акумуляції УВ:

Сучасна геотектонічна будова територій, що вивчаються, та особливості формування їх геоструктурних елементів;

Литолого-стратиграфічну характеристику розрізу, засновану на палеогеографічних, формаційних та фаціальних умовах формування опадів у різних частинахцих територій;

Гідрогеологічні умови;

Геохімічні умови територій, у тому числі фазовий стан і фізико-хімічні властивості і склад УВ, нафтогазоматеринський потенціал порід і концентрацію, і склад бітумоїдів, що містяться в них. органічної речовини(0В).

Поклади та родовища , пов'язані з геоструктурними елементами відповідного рангу, відносяться до елементів нафтогазогеологічного районування найбільш низького рівня.

Асоціація суміжних і подібних за геологічною будовою родовищ нафти і газу, поклади яких приурочені до пасток, що складають єдину групу, що ускладнює структуру більш високого порядку (рівня), називається зоною нефтегазонакопления.

Нафтогазоносний район являє собою асоціацію зон нафтогазононакопичення, що характеризуються спільністю геологічної будови та розвитку, літолого-фаціальних умов і умов регіонального нафтогазононакопичення.

Нафтогазоносна область - це асоціація суміжних нафтогазоносних районів у межах великого геоструктурного елемента. високого рівняв порівнянні з рівнем елемента, що відповідає нафтогазоносному району. Всі нафтогазоносні райони в межах області повинні характеризуватись спільністю геологічної будови та історією розвитку, включаючи палеографічні умови нафтогазо-освіти та нафтогазонакопичення.

Нафтогазоносна провінція являє собою асоціацію суміжних нафтогазоносних областей у межах одного найбільшого геоструктурного елемента або їх групи.

^ Зони, райони, області та провінції, нафтогазоносність яких ще не доведена, але передбачається, прийнято називати нафтогазо-перспективними .

Поряд з районуванням за площею нафтогазогеологічне районування передбачає розчленування за розрізом осадового чохла оцінюваної території. Основними одиницями такого розчленування є пласт, резервуар 1 , нафтогазоносний комплекс і нафтогазоносна формація.

Нафтогазоносним пластом називається товща проникних порід-колекторів, обмежених зверху (у покрівлі) і знизу (у підошві) флюїдоупорами.

Нафтогазоносний горизонт являє собою групу перекритих зональною покришкою і гідродинамічно пов'язаних пластів усередині нафтогазоносного комплексу.

Нафтогазоносний комплекс -це литолого-стратиграфічний підрозділ, перекритий регіональною покришкою. Комплекс включає один нафтогазоносний обрій або їх групу.

Нафтогазоносна формація являє собою природно-історичну асоціацію гірських порід, генетично пов'язаних у часі та просторі регіональними палеогеографічними та палеотектонічними умовами, сприятливими для розвитку процесів нафтогазоутворення та нафтогазононакопичення. Нафтогазоносна формація може містити один нафтогазоносний комплекс або їх групу.

Пласти, горизонти, комплекси, продуктивність яких ще не доведена, але передбачається, називають нафтогазоперспективними пластами, горизонтами та комплексами.

Генетична класифікація покладів нафти та газу за формою пасток

Розробка класифікації різних типівпокладів нафти та газу присвячені численні роботи. Найбільш відомі класифікації І.О. Брода, Н.А. Єрьоменко, Н.Ю. Успенської, А.А. Бакирова.

У загальному випадкувсі поклади можна поділити на пластові та масивні. У пластових покладах відзначається приуроченість покладу до окремих пластів.

Утворення масивної поклади пов'язане з теригенним або карбонатним масивним резервуаром, коли при великому поверсі нафтогазоносності поклад зверху контролюється формою верхньої поверхні пастки, а знизу горизонтальний контакт січе все тіло масиву. Масивні поклади формуються в рифах, антиклінальних структурах, ерозійних виступах, які є залишками древнього рельєфу. З масивними покладами пов'язані найбільш значні скупчення нафти і є, відкриті нашій країні.

Відповідно до класифікації А. А. Бакірова, яка враховує найголовніші особливостіформування пасток, з якими пов'язані поклади, виділяються чотири основні класи локальних скупчень нафти та газу:

· Структурні

· рифогенні

· Стратиграфічні

· Літологічні.

До класу структурних покладів відносяться поклади, присвячені різним видамлокальних тектонічних структур. Найпоширеніші поклади цього класу – склепіння, тектонічно екрановані та приконтактні.

Зводові поклади(Пластові склепінні, за Г.А. Габріелянцем) формуються в склепінних частинах локальних структур (рис. 7.7)

Мал. 7.7. Склепіння поклади в розрізі та в плані (за А.А. Бакіровим):

а -непорушені; б -порушені; у структурах, ускладнених:

в- криптодіапіром або вулканогенними утвореннями, г -соляними банями.

1,2 - нафта відповідно на профілі та в плані; 3 - стратоізогіпси по покрівлі

продуктивного пласта, м; 4 - порушення; 5 - вапняки; 6 - вулканогенні утворення; 7 – соляний шток; 8 - піщані породи; 9 - глини; 10 - контур нафтоносності

Тектонічно екрановані поклади(Пластові тектонічно екрановані, за Г.А. Габріелянцем) формуються вздовж розривних зсувів, що ускладнюють будову локальних структур (рис. 7.8).

Подібні поклади можуть знаходитися в різних частинах структури: на склепіннях, крилах або периклінах

Приконтактніпоклади утворюються в продуктивних пластах, що контактують із соляним штоком, глиняним діапіром або з вулканогенними утвореннями (рис. 7.9).

На відміну від представлених пластових покладів, рифові поклади відносяться до масивних. Поклади цього класу утворюються в теле рифових масивів (рис. 7.10).

Типовим прикладомможуть бути поклади в рифогенних масивах Ішимбаївського району Башкирського Приуралля.

У складі класу літологічних покладів виділяються дві групи покладів: літологічно екранованих та літологічно обмежених.

Поклади літологічно екрановані розташовуються на ділянках виклинювання пласта-колектора (рис. 7.11).

Вони пов'язані з виклинювання пласта-колектора по повстанню шарів; із заміщенням проникних порід непроникними; ззапечатування пласта-колектора асфальтом.

Поклади літологічно обмежені приурочені до піщаних утворень копалин русел палеорік (шнуркові або рукавоподібні), до прибережних піщаних валоподібних утворів або до гніздоподібно залягаючих пород-колекторів, оточених з усіх боків поганопроникними породами (рис. 7.12).

Літологічно обмежені поклади, за Бродом, пов'язані з резервуарами, представленими піщаними накопиченнями різної формиу слабопроникних товщах - у піщаних утвореннях копалин русел палеорік - шнуркові або рукавоподібні; у прибережних піщаних валоподібних утвореннях викопних барів (барові); у гніздоподібно залягають піщаних колекторах, оточених з усіх боків поганопроникними глинистими утвореннями, у дельтах; у кавернозних зонах – карстові та на ділянках проникних порід серед щільних.

Виділяють поклади простого і складного будови. До покладів простої будови належать поклади, присвячені літологічно витриманим пластам і ув'язнені у єдиному локальному піднятті.

До категорії складних відносяться багатопластові та багатокупольні поклади. Багатопластова поклад нафти та газу (рис. 7.13) охоплює кілька пластів, між якими існує гідродинамічний зв'язок.

У цьому випадку, незважаючи на складність будови пастки, водонафтовий розділ, пластовий тиск та властивості нафти у всіх пластах будуть приблизно однаковими.

У випадках, коли нафту чи газ заповнюють кілька розташованих рядом антиклінальних пасток, утворюється багатокупольна поклад (рис. 7.14).

При цьому синклінальні прогини між складками також заповнюються нафтою або газом, а пластова вода зміщується на периферію.

Запаси нафти і газу в окремих покладах можуть бути різними: від незначних до декількох мільярдів тонн нафти або кількох трильйонів кубічних метрівгазу. Основними показниками промислової цінності поклади є запаси, укладені у ній, та економічно обґрунтовані мінімально рентабельні дебіти нафти та газу, що забезпечують економічну рентабельність промислового освоєння покладу. За цими показниками поклади поділяються на:

q балансові, розробка яких нині доцільна,

q позабалансові, розробка яких у час нерентабельна, але можуть розглядатися як об'єкт для промислового освоєння надалі.

За значеннями робочих дебітівпоклади поділяються на 4 класи: високодебітні, середньодебітні, малодебітні та низькодебітні (табл. 7.1).

Науково обґрунтовані пошуки, розвідка та розробка родовищ нафти та газу неможливі без чітких знань про їх властивості, умови залягання в земної корита закономірності їх просторового розміщення.

Для того, щоб формувався поклад нафти або газу, потрібні принаймні три умови.

1. Потрібен колектор. Це пориста, проникна порода, здатна приймати, віддавати нафту, газ, воду. Наприклад пісковики, вапняки.

2. Потрібен природний резервуар- природна ємність для нафти, газу і води, форма якої обумовлюється співвідношенням колектора з погано проникними породами, що вміщають його.

Природний резервуар – колектор, обмежений непроникними породами.

3. Нвужна пастка– частина природного резервуару, у якій може формуватися або вже формувалася поклад нафти та газу.

Під покладом нафти та газу мають на увазі одиничне скупчення нафти та газу. Іноді таке скупчення називають елементарним, локальним, ізольованим тощо. Це одне і теж. Якщо запаси нафти чи газу великі та його розробка економічно виправдана, всі вони мають промислове значення, якщо невеликі – їх зараховують до забалансовым.

Ігнатій Йосипович Брод – один із учнів академіка Губкіна – у 1951 р. за характером природного резервуару виділив три типи покладів, які міцно увійшли в теорію та практику пошукових робітна нафту та газ:

1) пластові поклади;

2) потужні поклади;

3) літологічно обмежені з усіх боків поклади.

І.О.Брод вдало виділив ці три типи покладів, та його класифікація покладів нафти та газу витримала випробування часом.

Пластова поклад– це скупчення нафти та газу в пласті-колекторі, обмеженому в покрівлі та підошві непроникними породами.

Пастка для нафти і газу створюється склепіннями пласта. За характером пастки виділяють пластові склепіння і пластові екрановані поклади.

Пластові склепіння – це поклади в антиклінальних структурах, вони найчастіше зустрічаються на практиці. Пастка в пластовій склепінні поклади утворена вигином покришки, що перекриває.

Принципова схема склепіння пластового покладу (за Н.А.Єременком):

1 – підошва нафтового покладу (поверхня водонафтового поділу); контури нафтоносності: 2 - зовнішній, 3 - внутрішній; 4 – поворотність газонафтового розділу; контури газоносності: 5 – зовнішній (контур газової шапки), 6 – внутрішній; 7, 8, 9 – відповідно довжина, ширина та висота нафтового покладу; 10 – висота газової шапки; 11 – загальна висота газонафтового покладу; частини покладу: 12 - газова, 13 - газонафтова, 14 - нафтова, 15 - водонафтова

У разі горизонтального положення ВНК контур нафтоносності паралельний ізогіпсам покрівлі пласта і має форму кільця. Склепіння поклади пов'язані з антиклінальними підняттями різного генези. Вони можуть бути порушеними або непорушеними або ускладненими криптодіапірами.

Пластові поклади можуть бути екрановані тектонічно, стратиграфічно, літологічно.

Тектонічне екрануванняпов'язане з розривним порушенням, яким пласт-колектор хіба що зрізається. Порушення – непроникне.

Стратиграфічне екрануванняпов'язане з незгодним заляганням одного комплексу відкладень іншою. Воно виникає під час перекриття колекторів, зрізаних ерозією, непроникними породами іншого віку. Є випадки, коли пласт-колектор і знизу і зверху обмежений поверхнями розмиву.

Одне з найбільших родовищ світу – Іст-Тексас у США – з запасами 810 млн т нафти, що витягуються, приурочене до структурного носа на західному крилі підняття Сабін.

Як пише А.Леворсен, перетин двох поверхонь незгоди зумовив виклинювання проникних пісковиків вудбайн (верхня крейда). Після формування великого підняття Сабін викликало деформацію зони виклинювання проникних порід і сприяло утворенню пастки з найбільшою покладом нафти.

Пісковики вудбайн незгодно перекриті непроникними відкладеннями молодшого віку.

Літологічно екранованіпоклади формуються в основному при скороченні вгору по повстанню на схилах регіональних піднятий потужності колектора до повного його зникнення або в результаті погіршення колекторських властивостей пласта: пористості, проникності і т.д.

Масивні поклади. Масивні резервуари представлені потужною товщею, що складається з багатьох проникних пластів, не відокремлених один від одного погано проникними породами.

Масивні поклади пов'язані з потужними резервуарами. Для формування масивних покладів має значення форма поверхні резервуара, що криє. Нафта і газ насичують масив у високій частині. Форма пастки визначається формою вигину покрівлі. Масивні поклади найчастіше утворюються у виступах карбонатних порід. Водонафтовий контакт січе все тіло масиву незалежно від складу та стратиграфічної приналежності неоднорідного колектора.

Група масивних покладів пов'язана зі структурними, ерозійними та біогермними виступами.

Структурні виступи – антикліналі, склепіння, бані.

Газові поклади в сеноманських відкладах Уренгойського родовища та інших (Ведмежого, Ямбурзького, Заполярного) присвячені товщі з безлічі піщаних і глинистих пластів, що чергуються, перекритих потужною покришкою глин турону і вищележачих відкладів верхньої крейди і палеоген. Пісковики заповнені газом та мають єдиний газоводяний контакт. Висота сеноманського газового покладу на Уренгої становить 200 м, а кількість газоносних пластів обчислюється десятками.

Ерозійні виступичасто трапляються. Вони пов'язані з останцами стародавнього рельєфу. Наприклад, товща вапняків та доломітів розмилася і була вкрита глинами. У процесі ерозії виник «виступ», який пізніше поховався. У ньому утворилася поклад нафти.

Біогермні виступи– це рифи, які широко поширені в Самарській, Оренбурзькій, Ульяновській областях та пов'язані з Камсько-Кінельською системою прогинів. Для масивних покладів характерний нерівномірний розподіл пористих і проникних зон у масиві.

Літологічно обмежені з усіх боків поклади.
До цієї групи відносяться поклади нафти і газу в резервуарах неправильної форми, обмежених з усіх боків породами, що слабо проникаються. Вода у цих покладах відіграє пасивну роль, не є причиною пересування нафти та газу до свердловин у разі експлуатації.

Це численні піщані бари, берегові вали, лінзи пісковиків. Запаси нафти у яких зазвичай невеликі.

Значна кількість літологічно обмежених покладів пов'язані з похованими руслами палеорек. У Самарському Поволжі є «шнуркова» поклад на Покровському родовищі нафти.

Піщані бари з'являються за умов пологого прибережжя, коли незначні коливання рівня води призводять до осушення великих площ.