Размеры залежей и их формы определяются масштабами и морфологией ловушек.

По типу ловушек в России выделяются залежи антиклинального (структурного), рифогенного, литологического, стратиграфического и литолого-стратиграфического типов.

В залежах разделение флюидов происходит по гравитационному признаку – газ, нефть, краевая или подошвенная воды, которые их подстилают.

Газ, как наиболее легкий флюид, располагается в кровельной части пласта-коллектора непосредственно под покрышкой, образуя, например, газовую шапку. Ниже коллектор заполнен нефтью, а еще ниже – водой (рис. 2). При таком соотношении газа, нефти и воды залежь называется нефтяной с газовой шапкой. Если же нефтяная часть залежи значительно меньше газовой, залежь называется газовой с нефтяной оторочкой.

В недрах встречаются чисто газовые залежи, когда газ непосредственно контактирует с водой, или чисто нефтяные, когда отсутствуют свободные скопления газа. Соответственно выделяются и границы разделов: ГВК, ГНК и ВНК. По составу флюидов залежи делятся на нефтяные, нефтяные с газовой шапкой, нефтегазовые, газовые с нефтяной оторочкой, газоконденсатные, газоконденсатнонефтяные, нефтегазоконденсатные, газовые и другие.

Залежь нефти и газа надо рассматривать как «неоднородность» (вертикальную, горизонтальную), которая фиксируется в геологической среде, выражена морфологически, проявляется и регистрируется в геохимических и геофизических полях.

Залежь УВ – это тело физически и химически отраженное в окружающей среде, как на глубине (в недрах земной коры), так и на дневной поверхности Земли.

Залежь УВ – «объект», который благодаря своим миграционным свойствам проявляется в геологическом пространстве.

Залежь УВ формируется в соответствии с дискретным развитием земной коры, которое характеризуется сложным сочетанием тектонических движений, запечатленном в современном строении территории (акватории).

Залежь нефти и газа фиксируется в:

* морфоструктуре («геология» еще не успела отреагировать, а растительность, например, уже «проявила» растущую структуру – складку, разлом и т.п.);

* геологической структуре – складчатой, разломной, разломно-складчато-блоковой (соответственно формируются ловушки антиклинального и неантиклинального типов во всем их многообразии);

* геохимической среде – углеводороды отчетливо фиксируются в водоемах и водотоках, снежном покрове, почвенном слое, растительности и атмосфере;

* геофизических полях, которые исследуются разными геофизическими методами (гравиметрия, магнитометрия, электро- и сейсморазведка и др.).

Залежи нефти и газа – главное, что их отличает от залежей (месторождений) других полезных ископаемых (рудных, нерудных, твердых каустобиолитов) – это нестабильность местоположения, нефть и газ перемещаются туда, где условия для их накопления благоприятны. Сама залежь формируется только при условии ее сохранности. Поэтому, по мнению А.А.Бакирова и др. ( 1987) лучше говорить о местоскоплении нефти и газа и не употреблять термин «месторождение», хотя последний привычнее и укрепился в литературе [53].

Местоскопление нефти и газа – это ассоциация (совокупность) единичных их скоплений (залежей), приуроченных к одной или нескольким естественным ловушкам, расположенным на одной локальной площади. Другими словами, местоскопление – это участок земной коры определенного геологического строения, содержащий в себе залежь нефти и/или газа. Местоскопление – это совокупность залежей нефти и/или газа, а не совокупность пластов, насыщенных нефтью и/или газом [53].

Многочисленные и разнообразные природные скопления нефти и газа классифицируются в нескольких аспектах [30, 53]:

* по групповому углеводородному составу нефтей;

* по описательным, генетическим и техническим признакам природных газов;

* по физическому состоянию углеводородов;

* по фазовому состоянию углеводородов;

* по величине извлекаемых и геологических запасов нефти и газа;

* по морфологии резервуаров нефти и газа, определяемом типом ловушек;

* по сложности строения резервуаров (ловушек) нефти и газа;

* по приуроченности залежей нефти и газа к различным тектонотипам;

* по стратиграфическому распределению углеводородов.

Существуют и другие классификации, например, учитывающие естественный ряд нафтидов: НЕФТИ – МАЛЬТЫ – АСФАЛЬТЫ – АСФАЛЬТИТЫ - КЕРИТЫ – АНТРАКСОЛИТЫ или плотности нефтей и так далее.

Одним из важнейших показателей нефти является ее плотность (ρ), величина которой изменяется в пределах 730 – 1040 кг/м³, на практике в г/см³ – ρ = 0.730-1.040 г/см³. По плотности, выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяется на 5 типов [28, 39, 53] (табл. 11):

• Особо (очень) легкие – до 0.80 г/см³,

• легкие - 0.80-0.84 г/см³,

• средние - 0.84-0.88 г/см,

• тяжелые -0.88-0.92 г/см³,

• битуминозные (очень тяжелые) – более 0.92 г/см³.

В США плотность нефти измеряется в единицах API (American Petroleum Institute – градус): высокие значения API соответствуют низким значениям плотности. Например: 85 ^оAPI = ρ 0.654 г/см³, 50 ^оAPI = ρ 0.780 г/см³, 35 ^оAPI = ρ 0.850 г/см³, 25 ^оAPI = ρ 0.904 г/см³ и, наконец, 10 ⁰API = ρ 1.000 г/см³ [39].

Таблица 11. Плотность нефти в различных единицах

Очень легкие до 0.80 г/см3		Легкие 0.80-0.84 г/см3		Средние 0.84-0.88 г /см3		Тяжелые 0.88-0.92 г/см3		Очень тяжелые более 0.92 г/см3
о API	г/см3	о API	г/см3	о API	г/см3	о API	г/см3	о API	г/см3
конденсаты		45	0.8017	35	0.8498	28	0.8871	20	0.9340
	0.605	44	0.8063	33	0.8602	25	0.9042	17	0.953
85	0.654	42	0.8155	30	0.8762			15	0.9659
80	0.6690	40	0.8251					10	1.000
70	0.7022	37	0.8398					5	1.037
65	0.7201							0	1.076
нефти
60	0.7389
55	0.759
47	0.7927

Классификация залежей по групповому углеводородному составу нефтей. В составе нефти присутствуют три основные группы углеводородов: парафиновые (алканы) (С_nH_2n+2) – нафтеновые (цикланы) (C_nH_2n) – ароматические (арены) (C_nH_2n-6 – ряд бензола, С_n H_2n-12 – ряд нафталина).

В зависимости от группового состава УВ выделяются классы и промежуточные типы нефтей: метановые – метаново-нафтеновые – нафтеновые - нафтеново-ароматические – ароматические [47].

Классификации залежей по составу природных газов. Главными признаками описательных классификаций являются местоположение, физическое состояние и состав природных газов. По местоположению различают газы атмосферы, гидросферы, литосферы и переходные, т.е. газопроявления; по физическому состоянию – свободные, образующие самостоятельную фазу, и сорбированные (горных пород, пластовых вод – газ водорастворенный и нефтей – газ нефтяной); по составу – углеводородные, азотные, углекислые и сероводородные; углеводородные газы делятся на сухие, тощие и жирные.

В генетических классификациях газовые смеси различают по их происхождению. Отличительными признаками служат либо источники этих компонентов (органогенные, литогенные и т.п.), либо процессы, обеспечивающие их генерацию (биогенные, метаморфогенные и т.д.), либо и то и другое.

Технические (промышленные) классификации делят природные газы по их товарным качествам – по теплоте сгорания и по содержанию разных компонентов (гелиеносные, сероводородные и т.п.) .

Среди природных газов осадочной толщи, образующих промышленные скопления, выделяются сухие и жирные газы, попутные нефтяные газы, газы конденсатных месторождений, газы каменноугольных месторождений (табл. 12, 13)[11, 47, 49].

Таблица 12. Примеры жирного и сухого газа (в %) за вычетом N₂ , CO₂ и H₂S

газы	жирный газ	сухой газ
метан СН4	40	85
этан С2Н6	30	9
пропан С3Н8	20	3
бутан С4Н10	6	2
пентан С5Н12	4	1
Уд. вес	1,057	0,674

Таблица 13. Типы природных газов земной коры

природная система	дегазация или сепарация
	самопроизвольная	принудительная
подземный газ (пластовый)	свободный газ	газ дегазации и дебутани-зации сырого конденсата
пластовая нефть	нефтяной газ	газ глубокой стабилизации нефти
природная вода	водорастворенный спонтанный газ	водорастворенный газ
природные гидраты	газогидратный газ	водорастворенный газ газогидратной воды
горная порода	природные газы открытого трещинно-порового пространства	газы закрытых пор, окклюдированный, сорбированный и т.д.

Классификация по физическому состоянию углеводородов. По физическому состоянию различают углеводороды: от СН₄ до С₄Н₁₀ – газы; С₅Н₁₂ – С₁₆Н₃₄ – жидкости; С₁₇Н₃₆ – С₃₅Н₇₂ – твердые (парафины) [47].

Классификация залежей УВ по их фазовому состоянию. По фазовым соотношениям УВ, содержащихся в залежи, различаются семь типов скоплений:

нефтяные, нефтегазовые, газонефтяные, газонефтеконденсатные, нефтегазоконденсатные, газоконденсатные и газовые [49].

-Нефтяные залежи содержат скопления нефти с растворенным в ней газом. Содержание такого растворенного газа (газовый фактор) составляет обычно от 10 до 60 м³/м³, но в некоторых случаях может достигать и 500 м³/м³.

-Нефтегазовые – имеют в своем составе газовую шапку с нефтяной оторочкой; содержат скопления газа, подстилаемые нефтью на всей ее площади или частично.. По составу газ является жирным - содержит тяжелые гомологи метана.

-Газонефтяные - представляют собой нефтяные скопления с газовой шапкой, при этом геологические запасы нефти составляют более половины от начальных суммарных ресурсов (НСР) УВ. Такой тип местоскоплений является одним из наиболее распространенных в большинстве нефтегазоносных провинций Мира.

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

-Нефтегазоконденсатные - отличаются от собственно газоконденсатных наличием в нижней части резервуара жидких УВ, представляющих собой легкую нефть.

-Газоконденсатные - представляют собой скопления жирного газа и растворенных в нем более тяжелых УВ (С₅Н₁₂ и выше). Содержание стабильного конденсата может значительно изменяться и по площади крупных залежей: от 100-130 до 350-500 см³/м³.

-Газовые - нефть отсутствует, или образует оторочку, в количестве, не имеющем промышленного значения; содержат, главным образом, ШФЛУ (этан, пропан и др.). Газовые залежи могут содержать сероводород, углекислый газ, азот и, в небольших количествах, инертные газы, в т.ч. гелий.