По фазовому составу флюида:
однофазовые - нефтяные, газовые, газоконденсатные
двухфазовые - газонефтяные, нефтегазовые.
По составу флюида залежи делят на:
Чисто нефтяная залежь содержит скопление нефти с растворенным в ней газом. Содержание газа в нефти (газовый фактор) колеблется в среднем от 10 до 60м3/м3,но иногда превышает 500м3/м3.
Газонефтяная залежь представляет собой нефтяное скопление с газовой шапкой, геологические запасы нефти превышают половину суммарных запасов УВ залежи. Формирование газовой шапки может происходить за счет выделения газа из нефти.
Нефтегазовая залежь состоит из основной газовой части с нефтяной оторочкой.
Газоконденсатные.
Газоконденсатно-нефтяные.
Чисто газовые.
Фазовые соотношения УВ в залежах всех типов, кроме чисто газовых, определяются термобарическими условиями залегания. В процессе разработки эти условия меняются, нарушается равновесие природной системы. Так, в процессе разработки нефтяной залежи на естественном режиме снижается пластовое давление, и если оно становится ниже давления насыщения, то в пласте выделяется свободный газ и образуется газовая шапка; в газоконденсатной залежи, наоборот, выпадают жидкие УВ.
По сложности геологического строения продуктивных горизонтов залежи делятся на две основные группы:
простого строения – продуктивные горизонты характеризуются относительной выдержанностью литологического состава, коллекторских свойств и продуктивности по всему объему залежи;
сложного строения – разбитые тектоническими нарушениями на ряд изолированных блоков и зон, или залежи, имеющие изменчивый характер продуктивных горизонтов.
