Nach Fallentyp ist die am häufigsten verwendete Klassifizierung von Öl- und Gasvorkommen, die die genetisch und morphologisch unterschiedlichen Formen und Bedingungen für die Bildung von Fallen zugrunde legt. Weithin bekannt ist auch eine Klassifikation, bei der das Hauptmerkmal die Art des natürlichen Reservoirs ist (Klassifikation der Lagerstättentypen nach I. O. Brod), wobei drei Hauptgruppen von Lagerstätten unterschieden werden: Schichten, massiv, allseitig lithologisch begrenzte Lagerstätten. Es wird angenommen, dass es die Art des natürlichen Reservoirs ist, die die Bedingungen für die Bewegung und Differenzierung von Flüssigkeiten bestimmt. Die ersten beiden Gruppen bilden sich in natürlichen Stauseen, die regional verteilt sind und über ihre gesamte Länge mit Wasser gesättigt sind. Im Gegensatz dazu ist in der dritten Gruppe das Reservoir allseitig durch undurchdringliche Felsen begrenzt, in denen keine Wasserzirkulation stattfindet.

Öl- und Gasvorkommen in einer Lagerstätte sammeln sich aufgrund der Anwesenheit von Fallen innerhalb der Formation an. Eine Falle in einem Reservoir entsteht entweder durch eine strukturelle Biegung oder durch das Vorhandensein einer Siebfläche, die die Formation entlang ihrer Hebung abschneidet. Die Bildung von Öl- und Gasansammlungen ist möglich, wenn das darunter liegende Wasser die Lagerstätte verschließt. Abhängig von den Bedingungen der Bildung der Falle wird die Gruppe der geschichteten Lagerstätten in zwei Untergruppen unterteilt: gewölbte (schichtgewölbte) und abgeschirmte Lagerstätten (geschichtet-geschirmte). Tektonisch abgeschirmte (disjunktiv abgeschirmte) Lagerstätten entstehen, wenn infolge disjunktiver Versetzungen ein monoklines Reservoir mit undurchlässigen Gesteinen in Kontakt kommt. Aufgrund ihrer genetischen Natur können Schirmungen Verwerfungen, Umkehrverwerfungen, Überschiebungen und Verschiebungen sein. Tektonische Störungen brechen häufig Ablagerungen in Gewölbeschichten auf. Solche kombinierten Lagerstätten werden als tektonisch abgeschirmte Lagerstätten mit Schichtengewölben bezeichnet.

Stratigraphisch abgeschirmte Ablagerungen sind auf Fallen beschränkt, deren Bildung in durch Erosion zerschnittenen Reservoirschichten erfolgt, die diskordant von schlecht durchlässigen Gesteinen jüngeren Alters überlagert sind. Herkömmliche stratigraphisch abgeschirmte Ablagerungen werden gebildet, nachdem die Reservoirschicht von einer nicht konformen darüber liegenden undurchlässigen Schicht überlagert wird. Allerdings sind auch Öl- und Gaslagerstätten, die während der Erosionsperiode mit Asphalt abgeschirmt oder versiegelt wurden, diesem Typ zuzuordnen. Lithologisch abgeschirmte Lagerstätten sind auf Fallen beschränkt, deren Abschirmung ein lithologischer Ersatz durchlässiger Gesteine ​​durch schlecht durchlässige und eine Abschnürung von Lagerstättenschichten ist. Ein solcher Austausch führt zu einer allmählichen Verschlechterung der Porosität und Permeabilität, je mehr man sich der Pinch-out-Oberfläche nähert. Die Gruppe der massiven Lagerstätten ist mit riesigen natürlichen Stauseen verbunden, die nur an der Oberseite durch eine undurchlässige Dichtung begrenzt sind. Besonderheit Massive Lagerstätten werden durch die hydrodynamische Verbindung aller Teile der Lagerstätte versorgt, trotz der unterschiedlichen Kapazitäts- und Filtereigenschaften und des Vorhandenseins von Abschnitten. Es gibt massive lithologisch relativ homogene und heterogene Reservoire, wobei letztere weitaus weiter verbreitet sind.

Eine Gruppe lithologisch begrenzter (auf allen Seiten) Ablagerungen ist auf Fallen beschränkt unregelmäßige Form, auf allen Seiten von undurchdringlichen Felsen begrenzt. Lagerstätten dieser Gruppe sind normalerweise klein, die Mächtigkeit produktiver Lagerstätten überschreitet selten die ersten zehn Meter, sodass der Lagerstättendruck keine hohen Werte haben kann. Solche Lagerstätten sind mit Reservoirs verbunden, die nur lokal verteilt sind. In dieser Gruppe werden drei Untergruppen unterschieden: Lagerstätten, die durch schlecht durchlässige Gesteine ​​​​begrenzt sind (am zahlreichsten), durch wasserführende Gesteine ​​​​begrenzt und durch teilweise durchlässige und teilweise wasserführende Gesteine ​​​​begrenzt. Klassifizierung von Öl- und Gasvorkommen nach A.A. Bakirov, vorgeschlagen in den Vorträgen dieser Reihe.

Die meisten der bisher entwickelten Klassifizierungen von Öl- und Gasvorkommen basieren auf der Entstehung und Struktur der Fallen und natürlichen Lagerstätten, in denen sich die Lagerstätten befinden. Diese Zeichen kennzeichnen jedoch in erster Linie nicht die Öl- und Gasvorkommen selbst, sondern natürliche Lagerstätten oder Elemente der Erdkruste, die sie enthalten.

Kaution ist eine natürliche lokale Ansammlung von Öl oder Gas, die einen Teil (eine Falle) eines natürlichen Reservoirs einnimmt. Ist die Erschließung einer Lagerstätte rentabel, spricht man von einer Industrielagerstätte.

In den meisten Fällen kommt es zur Bildung von Öl- und Gasvorkommen antiklinales Schwerkraftmodell, 1859 von M. Drake in den USA beschrieben. Nach diesem Modell werden Öl und Gas aufgrund ihrer geringeren Dichte aus der Gas-Öl-Wasser-Flüssigkeit in die oberen Teile der Lagerstätten gedrückt und in Fallen lokalisiert, die sich normalerweise in den Vorsprüngen der oberen Teile der Lagerstätten befinden Stauseen. In einem nach diesem Modell gebildeten Reservoir sind alle Teile hydrodynamisch verbunden, was die Möglichkeit zur gravitativen Differenzierung von Flüssigkeiten schafft. In einer Lagerstätte konzentriert sich eine Öl- oder Gaslagerstätte im Gestein der Lagerstätte und wird oben von einem Dichtungsgestein abgedeckt. Unten, unter der Lagerstätte, befindet sich das gleiche Reservoir, jedoch mit Wasser gesättigt.

Als Versuch, Lagerstätten umfassend zu betrachten, sollte man die Klassifizierung von Kohlenwasserstofflagerstätten nach folgenden Kriterien in Betracht ziehen: Reserven, Struktur des Reservoirs in der Falle, Art der Lagerstätte, Art des Siebs in der Falle, Wert der Arbeitsdurchflussraten. Wie die Praxis zeigt, ist aus wirtschaftlicher Sicht und den Methoden der Durchführung von Prospektions- und Explorationsarbeiten die Klassifizierung der Lagerstätten nach ihrer Bedeutung am wichtigsten Phasenzustand. Nachfolgend (Tabelle 1) finden Sie ein Beispiel für eine solche Klassifizierung.

Tabelle 1.

Klassifizierung und Nomenklatur von Kohlenwasserstoffvorkommen nach Phasenzustand

und Mengenverhältnis von Gas, Öl und Kondensat

Reis. 1. Schema einer Strata-Vault-Gasöllagerstätte.

1 – Boden der Öllagerstätte; 2 – Außenkontur des Ölgehalts; 3 – Innenkontur des Ölgehalts; 4 – Gas-Öl-Schnittstelle; 5 – Außenkontur des Gasinhalts; 6 – innere Kontur des Gasinhalts; 7 – Einzahlungsdauer; 8 – Einlagebreite; 9 – Höhe der Ölablagerung; 10 – Höhe des Tankdeckels; 11 – Gesamthöhe der Gasöllagerstätte; 12 – Gasteil der Lagerstätte; 13 – Gasölteil der Lagerstätte; 14 – Ölanteil der Lagerstätte; 15 – Wasser-Öl-Teil der Lagerstätte

Reis. 2. Diagramm eines riesigen Öl- und Gasreservoirs.

1 – Basis der Öllagerstätte; 2 – Außenkontur des Ölgehalts; 3 – Gas-Öl-Schnittstelle; 4 – äußere Kontur des Gasinhalts; 6 – Einzahlungsdauer; 5 – Einlagebreite; 7 – Höhe der Ölablagerung; 8 – Höhe des Tankdeckels; 9 – Gesamthöhe der Gasöllagerstätte; 10 – Gasölanteil der Lagerstätte; 11 – Wasser-Öl-Teil der Lagerstätte

Es empfiehlt sich, anzunehmen genetische Klassifizierung A.A. Bakirov (1960), der die Ideen von I.M. Gubkin identifizierte vier Hauptklassen lokaler Öl- und Gasansammlungen: strukturelle, lithologische, reefogene und stratigraphische (Abb. 3).

Beim Studium dieses Abschnitts ist es notwendig, ausreichende Kenntnisse zu erlangen, um den genetischen Typ der Lagerstätte zu bestimmen, aus geologischen Unterlagen und einer schematischen Darstellung solche Lagerstättenelemente wie Höhe, Länge, Breite und Fläche der Lagerstätte sowie die Fallamplitude zu bestimmen , Öl-Wasser-Kontakt (OWC), Gas-Öl-Kontakt (GOC), Gas-Wasser (GWK), äußere und innere Konturen des Ölgehalts (Gasgehalt) usw.

Abb.3 Genetische Klassifizierung von Öl- und Gasvorkommen nach A.A. Bakirov.

Reis. 4. Kuppeleinlagen: a - ungestört; b – gestört; c – durch Kryptodiapir oder vulkanogene Formationen komplizierte Strukturen; d - Salzstockstrukturen. Legende: 1 - Öl im Profil; 2 - Öl im Plan; 3 - Stratogypsum entlang des Daches der produktiven Formation; 4 - Verstöße; 5 - Kalksteine; 6 - vulkanogene Formationen, 7 - Salzlager; 8 - Sand; 9 - Ton; 10 - Schlammvulkan und Diapire; elf - Mergel

Reis. 5. Tektonisch abgeschirmte Lagerstätten.

a – fehlernah, b – fehlernah, c – durch Diapirismus oder Schlammvulkanismus komplizierte Strukturen; d – Salzstockstruktur, e – Unterschubstruktur.

Reis. 6. Kontaktnahe Ablagerungen an Bauwerken:

a – mit einem Salzvorrat, b – mit einem diapirischen Kern oder c der Bildung von Schlammvulkanismus, c – mit vulkanogenen Formationen.

Reis. 7. Hängende Ablagerungen antiklinaler Strukturen:

a – ungestörte Struktur, b – durch Brüche komplizierte Verwerfungen, c – durch Kryptodiapir oder vulkanogene Formationen komplizierte Verwerfungen.

Reis. 8. Monokline Lagerstätten:

a – abgeschirmt durch Rupturstörungen, b – verbunden mit Beugekomplikationen, c – verbunden mit strukturellen Nasen.

Reis. 9. Ablagerungen von Riffformationen in einem einzelnen Riffmassiv (a), in einer Gruppe von Riffmassiven (b).

Abb. 10. Lithologisch abgeschirmte Lagerstätten, die auf Bereiche beschränkt sind, in denen die Reservoirschicht ausgequetscht wird (a) und durchlässige Gesteine ​​durch undurchlässige ersetzt werden (b), sowie eine mit Asphalt versiegelte Lagerstätte (c).

Reis. 11. Lithologisch begrenzte Lagerstätten, beschränkt auf:

a – zu sandigen Formationen von Paläo-Flussbetten, b – zu sandigen Küstenformationen fossiler Balken, c – zu sandigen Gesteinslinsen in lehmigen Ablagerungen mit geringer Durchlässigkeit.

Reis. 12. Stratigraphische Ablagerungen:

a – innerhalb der lokalen Struktur, b – auf Monoklinen, c – auf der Oberfläche vergrabener Überreste von Paläoreliefs, d – auf der Oberfläche von Vorsprüngen kristalliner Gesteine.

Anhang 1.

Bundesamt für Bildung

Nationale Polytechnische Forschungsuniversität Perm

PRÜFUNG

(für Teilzeitstudierende)

Klassifizierung von Öl- und Gasvorkommen nach genetischer Art der Fallen und nach der Form natürlicher Lagerstätten

Aufteilung der Einlagen (Einlagen) nach der Höhe der Reserven

Klassifizierung und Nomenklatur von Öl- und Gasvorkommen nach Phasenzustand

Elemente von Öl- und Gasvorkommen

Gas, Öl und Wasser werden entsprechend ihrer Dichte eingefangen. In einem zweiphasigen Reservoir befindet sich Gas Oberer Teil Fallen. Unten ist der Hohlraum mit Öl und noch weiter unten mit Wasser gefüllt. Die Kontaktflächen von Gas und Öl, Öl und Wasser werden als Gas-Öl- (GOC) bzw. Öl-Wasser-Kontaktflächen (WOC) bezeichnet. Die Schnittlinie der Oberfläche des OWC (GOC) mit dem Dach der produktiven Formation wird aufgerufen Außenkontur des Öl-(Gas-)Gehalts. Wenn die Kontaktfläche horizontal ist, ist die ölführende (gasführende) Kontur im Grundriss parallel zum Isohypsum des Formationsdachs. Wenn die OWC-Oberfläche (GOC) geneigt ist, schneidet die ölführende (gasführende) Kontur auf der Strukturkarte die Isohypsen des Reservoirdachs und verschiebt sich in Richtung der Neigung der Grenzfläche. Die Neigung der OWC-Oberfläche (HOC) kann mit der Manifestation hydrodynamischer oder kapillarer Kräfte sowie mit den Prozessen der jüngsten tektonischen Verformung der Falle verbunden sein.

Wenn die Öl- oder Gasmenge nicht ausreicht, um die gesamte Dicke des Reservoirs in der Bogenfalle auszufüllen, fehlen die inneren Konturen des Öl- und Gasgehalts und solche Ablagerungen werden als unvollständige Wasser-Öl- oder Wasser-Gas-Lagerstätten bezeichnet . Massive Ablagerungen, die sich in riesigen natürlichen Stauseen gebildet haben, weisen ebenfalls keine inneren Konturen auf. Länge, Breite und Fläche der Lagerstätte werden durch ihre Projektion bestimmt horizontale Ebene innen AußenkonturÖlgehalt (Gasgehalt). Die Höhe der Lagerstätte (die Höhe des Ölteils plus die Höhe des Gasteils, bei einer Gasöllagerstätte als Tankdeckel bezeichnet) ist der vertikale Abstand vom Boden der Lagerstätte bis zu ihrem höchsten Punkt.

Die Schnittlinie der Oberfläche des OWC (GOC) mit der Basis der produktiven Formation wird aufgerufen Innenkontur des Ölgehalts (Gasgehalts).

Der Phasenzustand von Kohlenwasserstoffen, ihre Zusammensetzung und das Verhältnis von flüssiger und gasförmiger Phase sind die wichtigsten Parameter Einlagen. Kohlenwasserstoffsysteme kommen in Lagerstätten sowohl im einphasigen als auch im zweiphasigen Zustand vor. Einzelphase Lagerstätten enthalten nur Öl oder Gas und zweiphasig– Gas und Öl. In diesem Fall nimmt Gas je nach Dichte den oberen Teil der Falle ein und Öl den unteren. Der Ölanteil der Lagerstätte wird durch Wasser unterstützt. Der Name zweiphasiger Lagerstätten wird durch die Phasenbeziehung bestimmt. Es ist üblich, die vorherrschende Phase an zweiter Stelle zu platzieren. Name: „Gasöllagerstätte“ sagt, es ist drin mehr Öl, und der Name „Öl- und Gasvorkommen“, - dass mehr Gas drin ist. Bei der gemeinsamen Bilanzierung von Öl und Gas wird das Konzept verwendet „Standardkraftstoff“, bei dem 1000 m 3 Gas 1 Tonne Öl entsprechen.

Die Ansammlung von freiem Gas in einem Gasölreservoir nennt man Tankdeckel. Ein Tankdeckel entsteht nur, wenn der Sättigungsdruck von Öl und Gas im Reservoir dem Reservoirdruck bei einer bestimmten Temperatur entspricht. In einer Öl- und Gaslagerstätte wird der zwischen Gas und Wasser liegende Ölteil genannt Ölfelge.

Existieren verschiedene Klassifikationen Kohlenwasserstoffvorkommen nach ihrem Phasenzustand. Sie unterscheiden sich in der Anzahl der Einlagengruppen und ihrem Zustand. Beispielsweise unterscheiden K. Beck und I. Vysotsky (1976) Gas-Wasser-Lagerstätten, die in Wasser gelöstes Gas enthalten, und Gashydrat-Lagerstätten.

In der vom Ministerium genehmigten Klassifizierung der Reserven und prognostizierten Ressourcen an Öl und brennbaren Gasen natürliche Ressourcen im Jahr 2005 Felder (Lagerstätten) von Öl und brennbaren Gasen, je nach Phasenzustand und die Zusammensetzung der wichtigsten Kohlenwasserstoffverbindungen werden in sechs Typen unterteilt:

1) Erdöl (H), das nur Öl enthält, das in unterschiedlichem Maße mit Gas gesättigt ist;

2) Gasöl (GN), bei dem der Ölanteil der Lagerstätte der Hauptanteil ist und der Tankdeckel das Volumen nicht überschreitet StandardkraftstoffÖlanteil der Lagerstätte;

3) Öl und Gas (OG), zu denen Gasvorkommen mit einem Ölrand gehören, in denen der Ölvolumenanteil des entsprechenden Kraftstoffs weniger als 50 % beträgt;

4) Gas (G), das nur Gas enthält;

5) Gaskondensat (GC), das Gas mit Kondensat enthält;

6) Öl- und Gaskondensat (OGC), das Öl, Gas und Kondensat enthält.

Das Konzept der Öl- und Gasreserven und -ressourcen und ihre Klassifizierung

Die Hauptmerkmale der Einlage sind Aktien , was sich auf die Menge an Öl und Gas bezieht, die durch Bohrdaten identifiziert wurde und für die industrielle Entwicklung ausreicht. Reserven werden in geologische und förderbare Reserven unterteilt.

Geologische Reserven ist die Menge an Öl und Gas, die sich in den Lagerstätten befindet und gezählt basierend auf den Ergebnissen von Bohrungen und der Erschließung von Lagerstätten.

Erzielbare Reserven- Dies ist ein Teil der geologischen Reserven, die wirtschaftlich aus dem Untergrund gewonnen werden können rationelle Nutzung modern technische Mittel und Produktionstechnologien unter Berücksichtigung der Einhaltung von Untergrund- und Umweltschutzanforderungen. Das Verhältnis zwischen gewinnbaren und geologischen Reserven wird durch den Erholungsfaktor bestimmt, der sowohl von natürlichen als auch technischen Gründen abhängt. Für Öl liegt er zwischen 0,1 und 0,8 und für Gas bei 0,9.

Je nach Grad der geologischen Erkundung und industriellen Entwicklung werden Öl- und Gasreserven in vier Kategorien eingeteilt: A, B, C 1 und C 2.

Die Reserven werden auch nach Grad unterteilt Wirtschaftlichkeit An industriell bedeutsam Und nichtindustriell. Kommerziell bedeutende Reserven werden weiter unterteilt in normalerweise profitabel Und bedingt profitabel.

Zusätzlich zu den Reserven gibt es geologische Ressourcen - Dies ist die Menge an Öl und Gas, die innerhalb der öl- und gasführenden oder vielversprechenden öl- und gasführenden Formationen, Horizonte oder regionalen Komplexe angenommen und quantifiziert wird tektonische Elemente sowie innerhalb öl- und gasführender Provinzen, Regionen, Bezirke, Zonen, Gebiete und einzelner Fallen, die nicht durch Bohrungen geöffnet wurden. Daten zur quantitativen Bewertung von Öl- und Gasressourcen werden bei der Planung von Explorationsarbeiten verwendet.

Nach der Wirtschaftlichkeit werden Ressourcen in der aktuellen Klassifikation in zwei Gruppen eingeteilt: profitabel Und unsicher profitabel. Kostengünstige Ressourcen werden zugewiesen wiederherstellbare Ressourcen- es handelt sich um einen Teil der geologischen Ressourcen, deren Gewinnung aus dem Untergrund zum Zeitpunkt der Beurteilung wirtschaftlich sinnvoll ist.

Die Identifizierung von Ressourcenkategorien erfolgt auf der Grundlage geologischer Analogien, theoretischer Prämissen, Ergebnisse geologischer, geophysikalischer und geochemischer Studien sowie der Untersuchung des Untergrundgebiets durch parametrische und explorative Bohrungen.

Tisch. Klassifizierung von Öl- und Gasvorkommen nach der Größe der Reserven

IV.3. Klassifizierung von Öl- und Gasvorkommen

Wie jede Klassifizierung kann auch die Klassifizierung von Öl- und Gasvorkommen nach ihren unterschiedlichen Eigenschaften (Parametern) erfolgen: Form, Größe, Phasenbeziehungen zwischen Öl und Gas usw.

Basierend auf dem Verhältnis der Öl-, Gas- und Kondensatreserven in der Lagerstätte identifizierte N.E. Eremenko (1968) sieben Lagerstättenklassen:

1. Ölvorkommen, wenig mit Gas gesättigt. Dies ist das sogenannte „tote“ Öl. In solchen Lagerstätten ist der Sättigungsdruck um ein Vielfaches niedriger als der Lagerstättendruck und liegt teilweise nahe am Atmosphärendruck. Es sind keine Tankdeckel drin.

2. Mit Gas untersättigte Ölvorkommen. Auch bei ihnen ist der Sättigungsdruck niedriger als der Lagerstättendruck, der Unterschied zwischen ihnen ist jedoch unbedeutend. Es gibt keinen Tankdeckel.

3. Mit Gas gesättigte Ölvorkommen. Der Sättigungsdruck liegt nahe am Reservoirdruck. Die Lagerstätte verfügt über keinen Tankdeckel. Wenn jedoch der Druck während der Entwicklung abnimmt, können Tankdeckel darin entstehen.

4. Gas- und Öllagerstätte– eine Öllagerstätte mit Tankdeckel, enthält Gas, Gasöl und Ölanteile (siehe Abb. 4). Die Ölreserven in den Lagerstätten überwiegen deutlich gegenüber den Gasreserven im Tankdeckel.

5. Öl- und Gaslagerstätte– Gaslagerstätte mit Ölrand. Es verfügt über Gas-, Gasöl- und Ölteile. Die Gasreserven, ausgedrückt als äquivalenter Kraftstoff, haben Vorrang vor den Ölreserven im Ölrand. In Bezug auf die Energieintensität entspricht 1 Million Tonnen Öl 1 Milliarde m 3 Gas.

6. Gaskondensatbehälter– eine Ablagerung von halbfettem, reichem Gas, das gelöstes Leichtöl enthält – Kondensat in einer Menge von über 25 cm 3 /m 3. Der Kondensatgehalt schwankt in erheblichen Mengen. Sinkt der Druck während der Entwicklung, kann in der Warmwasseraufbereitungszone eine Flüssigkeits-Kondensat-Phase in Form von Schlacken entstehen. Einige Gaskondensatvorkommen enthalten Ölränder von beträchtlicher Größe. Solche Ablagerungen gehören zum Typ Öl- und Gaskondensat.

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

Am beliebtesten in der Öl- und Gasgeologie ist die von I.O. Brod (1953) entwickelte Klassifizierung von Öl- und Gasvorkommen nach Art der Lagerstätten und Fallen. Nach diesem Indikator sie Es gibt drei Hauptgruppen von Lagerstätten: Schichten, massive und lithologisch begrenzte. Später (1963) wurden stratigraphisch und tektonisch abgeschirmte Lagerstätten in separate Gruppen unterteilt (Abb. 5).

8. Reservoirablagerungen. Sie liegen in Stauseen. In dem Teil der Lagerstätte, in dem sich die Falle befindet, bilden sich Öl- und Gasansammlungen. Hier können sich Öl und Gas ansammeln und vor der Zerstörung bewahrt werden. Fallen in Stauseen entstehen in Bereichen struktureller Biegungen in Form von brachyantiklinalen und kuppelförmigen Falten, in Zonen tektonischer Abschirmung durch Verwerfungen, lithologischem Ersatz von Stauseen durch Siegel und stratigraphischer Abschirmung. Dementsprechend unterscheiden sie sich:

1. Geschichtete kuppelförmige Lagerstätten. Sie werden in Reservoirreservoirs in den Kämmen antiklinaler Falten gebildet.

2. In durch Störungen gestörten Schichten entstehen geschichtete tektonisch abgeschirmte Ablagerungen.

3. In Zonen des lithologischen Ersatzes der Reservoirschicht bilden sich geschichtete lithologisch abgeschirmte Ablagerungen.

4. Geschichtete stratigraphisch abgeschirmte Ablagerungen werden in durch Erosion zerschnittenen Schichten gebildet, die diskordant von jüngeren Sedimenten überlagert werden.

Typische Vertreter von Strata-Dome-Lagerstätten sind die Lagerstätten der Ölfelder der Mittleren Ob-Region in Westsibirien. Beispiele für stratigraphisch abgeschirmte Lagerstätten sind die Lagerstätten der Öllagerregion Shaim.

9. Massive Einlagen. Sie bilden sich in riesigen Reservoirs unter den darüber liegenden Dichtungen (Reifen). Es gibt drei Arten von massiven Einlagen:

1. Massiv gewölbt (antiklinal).

2. Massiv in vergrabenen Riffmassen bestehend aus biogenen Kalksteinen.

3. Massiv in Erosionsvorsprüngen eines vergrabenen antiken Reliefs, bestehend aus verwitterten, gebrochenen Reservoirgesteinen.

Beispiele für massive Gewölbelagerstätten sind die Cenoman-Gasvorkommen in Westsibirien, darunter riesige Lagerstätten wie die Lagerstätten Gubkinskoje, Medvezhye, Zapolyarnoye, Yamburgskoye und Urengoyskoye. Diese Ablagerungen entstanden in einer Tiefe von 800 – 1000 m. unter der regionalen Tondecke des Turon-Stadiums in den gewölbten Teilen antiklinaler Wellen- und Kuppelfalten, bestehend aus schwach verdichteten Sandsteinen und Schluffsteinen.

10. Lithologische Ablagerungen entstehen in Lagerstätten lithologisch begrenzter Art. Solche Stauseen bestehen aus Sanden, Sandsteinen und haben komplexe, teilweise sehr bizarre Formen. Entstanden in den Küstenabschnitten alter Meere – in engen Buchten, an Stränden, Barinseln, rund um Inseln usw. Dabei handelt es sich oft um sandige Ablagerungen vergrabener Kanäle alter Flüsse, Überschwemmungsgebiete und Überschwemmungsterrassen. Die Einlagen haben die Form von Schichten, Linsen, Taschen, Ringen, Halbringen, Visieren, Ärmeln, Schnürsenkeln, Streifen usw. Schnurlose (armförmige) Lagerstätten sind in der Provinz Absheron-Nizhnekura und in einigen Feldern in Nordamerika weit verbreitet. Die Ehre ihrer Entdeckung gebührt dem Akademiemitglied I. M. Gubkin (1911), der sie als Erster identifizierte und beschrieb

Abb.4 Hauptbestandteile von Öl- und Gasvorkommen. Zusammengestellt von E. M. Maksimov.

A – Öllagerstätte vom Typ Strata Dome. B – Öllagerstätte mit Tankdeckel, Typ Strata Dome.

Legende: 1 – Wasser-Öl-Teil der Lagerstätte; 2 – Ölanteil der Lagerstätte; 3 – Gasölteil der Lagerstätte; h – Ablagerungshöhe; h Г – Höhe des Gasteils; h H – Höhe des Ölteils.

Reis. 5 Klassifizierung von Öl- und Gasvorkommen nach Arten von Lagerstätten und Fallen. Zusammengestellt von E. M. Maksimov.

Legende: 1 – Reservoirschichten; 2 – Bruchzonen; 3 – Öllagerstätte; 4 – stratigraphische und lithologische Grenzen; 5 – Linien tektonischer Störungen; 6 – Isolinien der Vorkommenstiefe entlang der Decke der Formation in Metern.