3. Генетическая классификация залежей нефти и газа

класс	группа	подгруппа
Структурные	Залежи антиклинальных структур	Сводовые Тектонически экранированные Приконтактные Висячие
	Залежи моноклиналей	Экранированные разрывными нарушениями Связанные с флексурными образованиями Связанные со структурными носами
	Залежи синклинальных структур
Рифогенные	Связанные с рифовыми массивами
Литологические	Литологически экранированные	Приуроченные к участкам выклинивания коллектора Приуроченные к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми Экранированные асфальтом или битумом
	Литологически ограниченные	Приуроченные к песчаным образованиям русел палеорек (шнурковые или рукавообразные) Приуроченные к прибрежно-песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров Линзовидные (гнездовидные)
стратиграфические	Залежи в коллекторах, срезанных эрозией и перекрытых непроницаемыми породами	Связанные со стратиграфическими несогласиями на тектонических структурах Связанные со стратиграфическими несогласиями, приуроченными к эродированной поверхности погребенных останцев палеорельефа или выступов кристаллического фундамента

3.Методы определения времени формирования ловушек

Для определения времени аккумуляции УВ в ловушках применяются различные методы, среди которых заслуживают внимания следующие: а)палеотектонический анализ, позволяющий определить время возникновения ловушки, к которой приурочены залежи нефти и газа; б)гелий-аргоновый метод определения возраста газов и их ассоциаций; б) определение глубины образования нефтяной залежи по «замороженному» давлению насыщения нефти газом; в) определение объёма газа в ловушке с помощью использования законов газового равновесия; г)изучение изменений вмещающей способности палеоловушек во времени; д) определение времени цементации и развития вторичной пористости коллектора; е) использование данных по избыточным давлениям в нефтяных и газовых залежах; а также диффузивно-хроматографический способ определения возраста залежей нефти и газа. Наиболее надёжен метод палеотектонического анализа, позволяющий определить нижний возможный предел времени формирования ловушки, раньше которого залежь не могла сформироваться. Гелий-аргоновый метод весьма приближённого определения возраста газов и газовых ассоциаций основан на определении отношения гелия, образующийся в результате радиоактивных процессов, к аргону в основном воздушного генезиса. Метод «замороженного» давления насыщения нефти газом предполагал, что нефтяная залежь не могла образоваться при пластовых давлениях ниже упругости растворённых в ней газов. Зная давления насыщения нефти газом в настоящее время, можно также приближённо определить глубину, на которой находилась данная ловушка в момент образования в ней залежи, а следовательно, исходя из палеотектонического анализа определить приближенно и время её формирования.