П

1. ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ НЕФТИ И ГАЗА МЕСТОРОЖДЕНИЙ БЕЛАРУСИ
П
РИРОДНЫЙ РЕЗЕРВУАР (ПР) - это естественное вместилище для нефти, газа и воды, внутри которого эти флюиды могут перемещаться. Форма ПР обусловлена соотношением горной породы-коллектора с вмещающими её плохо проницаемыми породами-покрышками. Природный резервуар схематично можно представить в виде плоской трубы, стенки которой образованы породами-флюидоупорами (покрышками), а между ними расположены породы-коллекторы пронизанные огромным количеством соединённых между собой пор, каверн, трещин, содержащих те или иные флюиды. Природные резервуары Припятского прогиба состоят, как правило, из трёх слоев (частей): коллектора, ложной покрышки (полуколлектора) [1], покрышки и подстилки (флюидоупора, ограничивающего ПР снизу и сверху). Поскольку большинство белорусских геологов в своей практической деятельности не оперирует понятием ложной покрышки (полуколлектора), то в Атласе приводится характеристика только горных пород, формирующих коллекторы и флюидоупоры (таблица 2). Природный резервуар может быть простым (единичным, представленным парой: коллекторфлюидоупор), но может быть сложным, многослойным, представленным совокупностью простых резервуаров, объединенных общей
системой фильтрации. Критерием выделения резервуара (отделения одного от - смежного) является флюидодинамическая обособленность. Один маломощный пласт-коллектор в определенных условиях может представлять ПР. В других условиях ПР, имея значительную
толщину, включает множество пластов-коллекторов и относительно непроницаемых перемычек. В том и другом случаях ПР является
единой, обособленной флюидодинамической системой.
Характеристика природных резервуаров Припятского прогиба приведена в разделе 1.1. В данной части Атласа поясняются понятия: «ловушка УВ», «залежь УВ» и «месторождение УВ», которые базируются на определении «природный резервуар».
Л
ОВУШКА УГЛЕВОДОРОДОВ. Разнообразные геологические условия формирования залежей УВ в Припятском прогибе
способствовали широкому применению нижеследующих понятий и классификаций ловушек УВ. Ловушка флюидов это часть природного резервуара, имеющая боковое ограничение (экранирование), обусловливающее прекращение латерального движения флюидов и обеспечивающее застойные пластовые условия, при которых протекают различные специфические геохимические процессы и, в частности, сегрегация флюидов по плотности. Такие условия являются благоприятными для аккумуляции (концентрации, накопления) и консервации (сохранения) скоплений УВ. Если по геологическим данным предполагается, что ловушка флюидов
была открыта для поступления УВ из зоны их генерации, то она является возможной ловушкой УВ (т.е. служит перспективным объектом для поисков залежи УВ). Если УВ (по тем или иным причинам) не имели возможности мигрировать в ловушку флюидов, тогда эта
ловушка относится к разряду потенциальных ловушек УВ. Если в истории развития такой ловушки когда-то появятся (или уже были)
благоприятные условия для её заполнения углеводородами, тогда она перейдет в разряд возможной ловушки УВ. Ловушкой УВ, т.е. ловушкой с доказанным содержанием углеводородов может называться только та, в пределах которой бурением выявлена нефтегазонасыщенность коллекторов. По объему, содержащихся УВ, по свойствам пород-коллекторов ловушки УВ могут быть промышленными или
не промышленными. На протяжении длительной геологической истории региона ловушка УВ может быть погребена, т.е. так перекрыта вышележащими отложениями, что не отражается в их геологическом строении. Такая древняя погребенная ловушка может сохраниться до наших дней, практически, в первозданном объеме и тогда она относится к разряду унаследованных. Как правило, к таким ло-
вушкам относятся биогенные выступы, линзовидные ловушки. Древние погребенные ловушки изгибов ПР и экранирования часто оказываются переформированными (с уменьшением или увеличением объема и/или с изменением формы) или расформированными (потерявшими герметичность). Чтобы выявить подобные трансформации ловушки, следует выполнить палеореконтрукцию структурного плана природного резервуара. Новообразованная ловушка формируется в результате молодых или современных тектонических или иных
геологических процессов. В Припятском прогибе, практически, все выявленные ловушки являются древними, погребенными переформированными или унаследованными. Нередко белорусские геологи обнаруживали расформированные ловушки УВ, о существовании которых в прошлом свидетельствуют палеотектонические реконструкции, а также следы бывших скоплений УВ в виде мальты, асфальта и
других признаков былой нефтегазоносности. Разгерметизация древней ловушки и разрушение скопления УВ происходят, в основном, по
причине тектонических движений по сбросам, приводящих к замене флюидоупора (бокового экрана) на проницаемые породыколлекторы, контактирующие через разлом с продуктивным природным резервуаром. Разрушение ловушки происходит также вследствие смены наклона тектонической ступени, приводящего к изменению направления подъема (восстания) ПР в ту сторону, где отсутствует боковое ограничение природного резервуара. Такие явления наиболее характерны для древних ловушек подножий тектонических
ступеней [18]. Всё больше появляется геологической информации, которая позволяет вполне обоснованно прогнозировать распространение в Припятском прогибе новообразованных ловушек, сформированных благодаря относительно молодым процессам катагенетической
рассланцованности или надразломной трещиноватости. Такие ловушки могут переформировывать, ранее существовавшие ловушки УВ,
накладываясь на них или располагаясь рядом с ними (сбоку или сверху), и тогда они являются перспективными для поисков в их пределах залежей УВ. Перспективы новообразованных ловушек, расположенных вне пределов древних ловушек УВ, остаются пока не выясненными. Скорее всего, их перспективы могут быть довольно высокими в малопроницаемых толщах пород-полуколлекторов, насыщенных ранее генерированными УВ, поскольку такие ловушки могут обусловливать формирование здесь скоплений УВ. Даже после прекращения в регионе интенсивных процессов нефтегазообразования, молодые геологические процессы способны повлиять на переформирование древних ловушек УВ, а также способствовать новообразованию ловушек УВ и аккумуляции в них нефти или газа.
По характеру бокового экранирования с учётом типа ПР ловушки могут быть разделены на четыре типа: 1 – ловушки изгибов ПР
(изгибы ПР различного генезиса: бокового сжатия - антиклинали и пр., надсолянокупольные, надразломные и т.д.); 2 – ловушки выступов ПР (биогенные, эрозионные); 3 – ловушки экранирования (по разлому, поверхностью несогласия, ядром диапира, выклинивающиеся, катагенетически экранированные – запечатанные вторичными минералами, гипергенетически экранированные – запечатанные асфальтом); 4 – линзовидные ловушки (седиментационные, эрозионные, линзы – узлы тектонической трещиноватости, линзы катагенетической рассланцованности). В Припятском прогибе выявлены или прогнозируются ловушки УВ всех вышеперечисленных видов, однако наиболее распространенными являются ловушки: экранированные разломами (практически все семилукские залежи приурочены к
таким ловушкам), ловушки изгибов (характерны для многих межсолевых залежей), седиментационных линз (ланские, петриковские, боричевские и др.), биогенных выступов (Ю-Александровская и др.). Единичные ловушки в осадочном разрезе встречаются редко, чаще
они группируются в виде вертикальной совокупности ловушек, приуроченной к определенной части разреза осадочного чехла региона. В
зависимости от геологической и тектонической истории данного участка совокупность содержит те или иные виды ловушек. Поскольку в
Припятском прогибе главным (в динамическом, а также во временном отношениях) фактором формирования ловушек, т.е. аккумуляции
УВ являлись продольные региональные разломы, то вдоль них и, особенно, в местах их пересечения с оперяющими разломами образовы-
вались ловушки различных видов (конседиментационного и постседиментационного генезиса) в отложениях широкого стратиграфического диапазона.
К
РИТЕРИИ НАЛИЧИЯ ЛОВУШКИ УВ. Наличие ловушки УВ определяется следующими основными условиями: присутствием коллекторов, надежной покрышки и бокового ограничения коллектора в виде перегиба или выклинивания резервуара. Определив вероятность существования коллекторов и покрышек, можно ранжировать в целом резервуары в пределах структуры на уверенные (ранг-3), слабоуверенные (ранг-2) и неуверенные (ранг-1) [3,4,12].
При прогнозировании наличия ловушки всегда следует иметь в виду толщину переходной пачки между коллектором и покрышкой, так называемой «ложной» покрышки (псевдоколлектора). Ранжирование пликативных структур (антиклиналей и т.д.) по достоверности бокового ограничения коллектора флюидоупором производится следующим образом [5]:
1. Уверенное ограничение (ранг-3) - если амплитуда прогнозируемой структуры по подошве надежной покрышки больше толщины переходной пачки (ложной покрышки);
2. Возможное ограничение (ранг-2) - если амплитуда структуры по подошве покрышки равнозначна толщине переходной пачки;
3. Отсутствует ограничение (ранг-1) - если амплитуда структуры по подошве покрышки меньше толщины переходной пачки.
Ранжирование дизъюнктивных структур (тектонических блоков), ограниченных разломами, производится следующим образом:
1. Уверенное ограничение (ранг-3) - если:
а) пласт-коллектор прогнозируемой структуры контактирует по структурообразующему разлому с продуктивным коллектором
смежного месторождения (залежи) или с нефтенасыщенной переходной пачкой;
б) пласт-коллектор и переходная пачка прогнозируемой структуры контактируют по структурообразующему разлому с флюидоупором;
2. Возможное ограничение (ранг-2) - если пласт-коллектор контактирует по структурообразующему разлому с коллектором и/или
переходной пачкой, насыщение которых не известно;
3. Отсутствует ограничение (ранг-1) - если пласт-коллектор или переходная пачка контактирует по структурообразующему разлому с водонасыщенным коллектором или водонасыщенной переходной пачкой.
Изучение характера экранирования по разломам позволяет трассировать контур ловушки, который соответствует глубине, выше
которой коллекторы изучаемой структуры (или нескольких гидродинамически связанных структур) контактируют по структурообразующим разломам с флюидоупором, а ниже которой – с водонасыщенным коллектором или водонасыщенной переходной пачкой. Иначе
говоря, контур ловушки - это граница, в пределах которой определенный пласт-коллектор экранирован сверху и с критических сторон.
Таким образом, определив ранговые значения структуры по вероятности существования коллекторов и покрышек, а также по достоверности бокового ограничения, оценивается ранговое значение в целом критерия «наличие ловушки УВ». Значение последнего принимается равным меньшему значению ранга по первым двум показателям. Так, если наличие коллекторов и покрышек оценивается как
слабоуверенное (ранг-2), а достоверность бокового ограничения, как уверенное (ранг-3), то в целом наличие ловушки определяется как
слабоуверенное (ранг-2). Весовое значение этого критерия равно 1,0.
Критерием нефтегазоносности ловушки являются условия аккумуляции УВ и консервации залежи УВ в ловушке. По этому критерию ловушки разделяются на: весьма благоприятные для формирования залежи УВ (ранг-3), благоприятные (ранг-2) и неблагоприятные
(ранг-1). Весовое значение критерия – 1,0.
Для ранжирования ловушек по указанному критерию изучаются те элементы истории формирования ловушки, которые определяют наличие или отсутствие ее миграционной связи со смежным очагом нефтегазообразования (т.е. открытость ловушки для поступления
УВ), а также возможные этапы разрушения залежи УВ.
Зная историю развития ловушки и учитывая время интенсивного нефтеобразования (соответственно время миграции УВ), можно
обоснованно прогнозировать – могла или нет эта ловушка аккумулировать УВ и сохранить скопление нефти/или газа. При этом, можно
руководствоваться следующими соображениями: к весьма благоприятным относятся те ловушки, которые были связаны с тем или иным
очагом нефтеобразования на протяжении всех этапов нефтеобразования и не подверглись последующему разрушению. К благоприятным
относятся ловушки, связь которых с очагом нефтеобразования существовала лишь на протяжении нескольких этапов нефтеобразования
и/или возможная залежь подвергалась частичному разрушению. Неблагоприятными являются ловушки, которые были изолированными
от очага нефтеобразования или подвергались полному разрушению. Следует, однако, иметь в виду, что даже в отдельном блоке, ограниченном разломами от обширного очага нефтегазообразования, при наличии в нем нефтематеринских пород, могут образоваться скопления УВ, содержащие УВ в том объёме, который генерировался в данном изолированном блоке. Иначе говоря, такая замкнутая ловушка
может содержать столько УВ, сколько она сама их произвела. Конечно, в такую ловушку могут мигрировать УВ также из нижерасположенных продуктивных отложений по трещиноватой зоне разломов, особенно когда по этим разломам происходят активные тектонические перемещения горных пород.
Каким же образом получить вышеперечисленные сведения для оценки перспектив нефтегазоносности ловушки? Историю развития ловушки несложно расшифровать с помощью палеотектонических профилей, построение которых, при наличии определенных структурных карт и/или данных сейсморазведки, не представляет особого труда для геологов и геофизиков. Для изучения история нефтегазообразования необходимо обладать огромным массивом данных: количеством и свойствами органических веществ в горных породах, изменением температуры в этих породах на протяжении всей истории развития изучаемого региона и т.д.
Четырехмерную модель нефтегазообразования в Припятском осадочном бассейне удалось сформировать Бескопыльному В.Н. на
основе воссоздания тепловой истории этого региона, реконструированной по данным отражательной способности витринита нефтематеринских пород [6-11]. На примере сложнопостроенного Припятского нефтегазоносного бассейна показаны главные черты эволюции
нефтегазообразования, характерные для палеозойских авлакогенов древних платформ. Так, нефтегазообразование происходило в нескольких очагах, приуроченных к различным структурным зонам: Северной, Центральной и Южной. Процесс интенсивного нефтеобразования начался в Северном очаге, который сформировался в наиболее палеогеотермически напряженной, тектоно-вулканически активной северо-восточной части бассейна. Здесь в раннелебедянское время начали интенсивно генерировать жидкие УВ в первую очередь
подсолевые нефтематеринские толщи. В этом очаге нефтеобразование протекало в подсолевом, межсолевом, верхнесоленосном, полесском нефтематеринских комплексах на протяжении ранне- и позднелебедянского, шатилковско-полесского и каменноугольного этапов.
По активности генерации жидких углеводородов и по своим размерам Северный являлся основным очагом в регионе. Вслед за первым
очагом возникали последующие в менее геотермически напряженных стуктурнообособленных частях бассейна: Центральный (Мозырский) и Южный (Ельский). В Центральном и Южном очагах нефтеобразования главная фаза нефтеобразования началась позднее, в
раннеданковское время позднего девона. Интенсивная генерация жидких УВ в межсолевом комплексе происходила начиная с позднелебедянского времени в Северном и с данковского – в Центральном и Южном очагах. От молодого очага (Южного) к самому древнему
(Северному) расширяется вверх стратиграфический диапазон нефтепроизводивших толщ. В каждом очаге процесс нефтеобразования являлся многоэтапным, имел непрерывно-прерывистый характер. Каждый этап нефтеобразования в определенной нефтематеринской толще
характеризовался особым составом генерированных углеводородов. В Северном очаге нефтегазоматеринские толщи погружались даже в
условия главной зоны газообразования, что обеспечило формирование газоконденсатных залежей. Главная фаза нефтеобразования во
всех очагах Припятского НГБ закончилась после завершения рифтового этапа развития прогиба в конце каменноугольного периода, во
время предпермского регионального перерыва в осадконакоплении, обусловившего значительное остывание (на 50 -70оС) осадочного
чехла региона.
Это четко фиксируется в пределах соляных структур, имеющих брекчию кепрока, пропитанную окисленной полужидкой нефтью и перекрытой верхнепермскими высокоёмкими песчаниками, которые не содержат следов нефти.
З
АЛЕЖЬ УГЛЕВОДОРОДОВ. Часть природного резервуара (ловушка УВ), насыщенная нефтью и/или газоконденсатом,
и/или газом в промышленных объемах называется залежью УВ. Если объем УВ имеет непромышленное значение, то такая
ловушка УВ называется непромышленным скоплением УВ. Классифицировать залежи целесообразно в соответствии с
классификацией ловушек. Иначе говоря, вид залежи определяется видом ловушки. Под единичной ловушкой и, соответственно, под отдельной залежью мы понимаем флюидодинамически обособленный объект. Если быть логически последовательным, то отдельная ловушка и отдельная залежь происходят от простого (единичного) природного резервуара. Отсюда же происходит и отдельный (единичный, обособленный) объект разработки месторождения УВ.
В Припятском прогибе на ряде участков выявлены отдельные, единичные залежи, как и ловушки УВ, но в большинстве случаев
залежи УВ группируются в совокупность из нескольких (от 2 до 6 и более) залежей. Залежи даже разного типа оказываются сосредоточенными на одном и том же участке в пределах одного и того же структурного элемента, чаще всего приразломного поднятия, находясь
на разной глубине.
М
ЕСТОРОЖДЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДОВ определяется как участок земной коры, заключающий обособленную совокупность залежей УВ, пространственно и генетически взаимосвязанных между собой, или единичную залежь. В мире
существует множество классификаций месторождений, большинство из них в той или иной степени повторяют классификации залежей УВ. В Припятском прогибе тип месторождения определяется по типу залежи, если оно однозалежное. Преобладающее
большинство месторождений Беларуси состоит из нескольких залежей. Так, на участках пересечения разноориентированных разломов
формируются залежи УВ, приуроченные к положительным пликативным структурам межсолевого и верхнесоленосного комплексов (изгибов, биогенных выступов или линзовидные). В подсолевом комплексе здесь залежи УВ расположены в ловушках вершин наклонных
тектонических блоков (экранированные по разлому и другие). Такая совокупность подсолевых, межсолевых и верхнесоленосных залежей
характерна для большинства месторождений региона. Разделение месторождений осуществляется по структурному положению, а соответственно и по генезису отдельных залежей, на:
 месторождения гребня тектонической ступени;
 месторождения промежуточных блоков регионального разлома;
 месторождения склона ступени;
 месторождения подножья ступени;
Часто трудно определить границы месторождения в, практически, непрерывной цепочке продуктивных приразломных тектонических блоков – залежей УВ. Для этой цели применяются такие критерии, как: амплитуда и/или история формирования разломов, ограничивающих отдельные блоки; литолого-фациальная характеристика ПР; флюидодинамические показатели смежных залежей и т.д.
С
ТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ПРИУРОЧЕННОСТЬ ЗАЛЕЖЕЙ И ЗАПАСОВ НЕФТИ. В Припятском прогибе разведанные (категории А,В,С1) запасы нефти сконцентрированы в десяти продуктивных горизонтах верхнего протерозоя и девона, названия которых соответствуют наименованиям залежей: вендском (вильчанская серия), старооскольском, ланском,
саргаевском, семилукском, воронежском, задонском, елецком, петриковском, лебедянском. В подсолевом карбонатном комплексе (саргаевско-воронежском) открыто наибольшее число залежей (120), причем значительная их часть выявлена в семилукском горизонте. К
петриковско-задонской межсолевой толще приурочено78 залежей. В этой толще присутствуют как массивные залежи, охватывающие несколько стратиграфических горизонтов, так и маломощные залежи по несколько в одном горизонте. Протерозойско-ланский подсолевой
терригенный комплекс заключает 16 открытых залежей нефти. Если по количеству залежей превалирует подсолевой комплекс, то по
суммарным начальным разведанным извлекаемым запасам нефти на первом месте находится межсолевой комплекс, содержащий 56,6%
от общих разведанных запасов региона. В подсолевом карбонатном комплексе – 38,5%, в подсолевом терригенном – 2, 8%, в верхнесоленосном – 2%. Наибольшим темпом вырабатывают запасы подсолевого карбонатного комплекса (извлечено 85% начальных разведанных
извлекаемых запасов нефти) и, прежде всего, запасы нефти семилукских залежей. Из межсолевых залежей отобрано 70,3% начальных
запасов. Залежи подсолевого терригенного комплекса и внутрисолевых карбонатных отложений разрабатываются низкими темпами из-за
их неблагоприятных эксплуатационных характеристик (таблица 1.1).
Запасы нефти в месторождениях Припятского прогиба распределены, как и везде в мире, неравномерно: в пяти наиболее крупных
сосредоточено 60,6% начальных разведанных извлекаемых запасов нефти всего региона. Наиболее крупными по запасам являются
Осташковичское и Речицкое месторождения. За ними следуют Вишанское, Южно-Осташковичское и Южно-Сосновское. На графике 0.1,
иллюстрирующем частоту встречаемости месторождений с определенными объемами запасов нефти видно, что в Припятском прогибе
тем больше количество месторождений, тем меньше запасы нефти в каждом из них.
1.1.ХАРАКТЕРИСТИКА ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ УГЛЕВОДОДОРОДОВ
Т
ИПЫ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ. Нефть, газ и вода совместно находятся в ПР. Поскольку углеводороды легче воды,
они всплывают кверху. Поэтому при рассмотрении природных резервуаров особенно большое внимание уделяется покрышке. Существенное значение имеет также наличие нижней ограничивающей водоупорной толщи. Находящиеся в резервуаре вода, нефть и газ образуют энергетическую систему. Обычно (но далеко не всегда) основной энергетический запас системы
определяется энергией воды.
Характеризуя тот или иной резервуар, отмечают следующие его особенности: тип коллектора, слагающего резервуар; соотношение коллектора с ограничивающими его непроницаемыми (флюидоупорными) породами; емкость резервуара; условия залегания резервуара. В таблице 3 приведена обобщенная характеристика коллекторов белорусских нефтегазоносных резервуаров.
По отношению коллектора с ограничивающими его плохо проницаемыми породами выделяется три основных типа природных
резервуаров:
1) пластовые резервуары;
2) массивные резервуары;
3) резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон.
1). Пластовый природный резервуар представляет собой коллектор, ограниченный на значительной площади в кровле и подошве
плохо проницаемыми породами. В таком резервуаре на значительных площадях мощность коллектора более или менее выдерживается.
При общем сохранении пластового характера коллектора на тех или иных локальных участках или по границе распространения коллектора может наблюдаться существенное изменение мощностей, приводящее иногда к полному выклиниванию коллектора.
Коллектор в пластовых резервуарах обычно литологически выдержан (семилукский ПР, таблица 1.1.), но может иметь и более сложное строение. Он может быть представлен, например, тонким переслаиванием пород, причем породы-коллекторы отделены друг
от друга плотными, линзовидными или выклинивающимися непроницаемыми разделами (перемычками) или полуколлекторами. В пластовом ПР существует единая гидродинамическая (артезианская) система. Наиболее характерным видом движения жидкостей и газов является боковое движение по пласту.
2). Массивный ПР (елецкий, елецко-петриковский) представляет собой мощную толщу проницаемых пород, перекрытую сверху и
ограниченную с боков плохо проницаемыми породами. Коллекторы, слагающие массивные резервуары, литологически могут быть однородными или неоднородными. Однородные массивные резервуары в Припятском прогибе представлены карбонатными породами. Ёмкость и проницаемость таких коллекторов обусловлены наличием в них каверн и трещин.
В массивных резервуарах боковое перемещение жидкости и газа ограничено распространением проницаемых зон и не может происходить на большие расстояния. Возможные перемещения по вертикали соизмеримы и даже в некоторых залежах больше возможных перемещений УВ в направлении напластований.
3). Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон (старооскольский, ланский, саргаевский, воронежский, петриковский, лебедянский резервуары). В эту группу резервуаров объединены ПР всех видов, в которых насыщающие их газообразные и жидкие УВ окружены со всех сторон практически непроницаемыми породами. К резервуарам неправильной формы относятся лишь зоны повышенной пористости и проницаемости пород, связанные с местным изменением петрографического состава и не
распространяющиеся на сколь-нибудь значительную площадь (например, линзы; отложения: русел рек, дельт, баровых тел). Движение
жидкостей и газов в них ограничено малыми размерами самого резервуара.
Емкость резервуаров всех типов определяется их размерами и качеством коллектора. С емкостью резервуара тесно связан его
энергетический запас. Энергетические запасы заполненного жидкостью и газом ПР используются главным образом для извлечения на
поверхность нефти и газа.
П
ОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ. Коллекторами нефти и газа называются горные породы, которые обладают емкостью, достаточной для того, чтобы вмещать УВ разного фазового состояния (нефть, газ, газоконденсат) в промышленной концентрации, а также характеризующиеся проницаемостью, позволяющей отдавать УВ в процессе разработки. Таким образом,
главные свойства коллекторов - способность вмещать УВ и отдавать их при разработке экономически рентабельными технологиями.
Основными коллекторами нефти и газа Беларуси являются карбонатные образования (известняки и вторичные доломиты), развитые в межсолевой и подсолевой девонских толщах, в меньшей степени – терригенные (песчаники и алевролиты), имеющие место в подсолевом девонском и верхнепротерозойском комплексах. Они характеризуются значительной изменчивостью емкостных и фильтрационных свойств по разрезу и по площади. Различный состав породообразующих компонентов, неодинаковая интенсивность проявления
постседиментационных процессов, значительная растворимость карбонатных пород обуславливают большое разнообразие пустот разного генезиса и формы (пор, каверн и трещин) в них и неоднородное строение ПР. Преимущественное развитие одного из видов пустот и
определяет тип коллектора (в наименовании сложного типа коллектора приоритетная емкость указывается первой).
Породы-коллекторы классифицируются по разным принципам на типы, классы и виды. В таблице 2 основой разделения коллекторов является классификация Ф.И.Котяхова, в которой породы-коллекторы разбиты по характеру емкостного пространства на три типа: 1)
поровый, где содержание пор в общей емкости пустот составляет более 50 % (Кп); 2) каверновый (Кп = 15 - 50 %); 3) трещинный (Кп менее 15 %). Критерием классификации служат параметры: коэффициент водонасыщенности матрицы, величины извлекаемых запасов
нефти и газа, содержащихся в порах, кавернах, трещинах. Тип коллектора зависит от соотношения емкости пор, трещин и каверн, от соотношения извлекаемых запасов нефти в пустотах различной морфологии и от содержания воды в порах. Каждый выделенный тип коллектора характеризуется различными параметрами.
По литологическому принципу выделены классы: карбонатный и терригенный. Кроме того коллекторы являются простыми и
сложными (смешанными). В продуктивных толщах Припятского прогиба, как правило, преобладает смешанный тип коллекторов. В терригенном классе пород преобладает поровый простой тип коллекторов. Это - пористые песчаники и алевролиты ланской, старооскольской и вендской залежей с высокими емкостными характеристиками (таблица 3): открытая пористость по керну здесь изменяется от 16,0
до 25,0 %, преобладают породы малопроницаемого – 10,0 - 50,0 мд и проницаемого видов – 50,0 – 70,0 мд. Наиболее высокодебитные
притоки нефти из терригенных залежей получены на Речицком, Тишковском, Вишанском, Надвинском, Летешинском месторождениях.
В карбонатных резервуарах простой тип поровых коллекторов встречается реже, только в водорослевых, онколитовых образованиях межсолевых залежей. Преобладающими являются сложные по своему типу коллекторы. Это порово-трещинные, порово-каверновые
и порово-каверново-трещинные известняки и вторичные доломиты межсолевых и внутрисолевых, подсолевых карбонатных залежей.
Продуктивными здесь являются карбонатные породы с емкость пор от 3,0 до 9,0 %, в меньшей степени – каверн от 7,0 до 14,0 % (таблица 3). Долевое участие каверн в емкости пустот менее 60,0 %. Малопроницаемые и проницаемые виды пород-коллекторов преобладают
во внутрисолевых, межсолевых залежах, где фильтрационные свойства варьируют от 1 до 40 мд и от 60 до 150 мд соответственно. Высокопроницаемыми являются породы подсолевых карбонатных залежей – более 150 мд. Примерами основных месторождений с поровым
типом коллекторов являются Ново-Давыдовское, Осташковичское, Тишковское, Речицкое, Южно-Домановичское, Южно-Сосновское и
др.
Каверновый тип коллекторов характерен для карбонатных рифогенных образований межсолевых и подсолевых залежей. Он объединяет породы-коллекторы смешанного типа: каверново-поровые, каверново-порово-трещинные известняки и доломиты с высокими
емкостными характеристиками. Открытая емкость каверн здесь изменяется от 10,0 – 25,0 %, значения матричной пористости от 3,0 до
7,0 %. Долевое участие каверн в емкости пустот более 55 %.
В подсолевых залежах не представляется возможным выделить приоритетный вид коллектора по проницаемости, поскольку здесь
развиты в равных долях породы - от малопроницаемых до высокопроницаемых. Максимальные значения проницаемости составляют
170 – 310 мд. В межсолевых залежах преобладают малопроницаемые и проницаемые породы со значениями не более 150 мд. Основные
залежи с каверновым типом коллекторов приурочены к внутрисолевым, петриковским, елецким, задонским, воронежским, семилукским,
саргаевским резервуарам Тишковского, Осташковичского, Чкаловского, Речицкого, Южно-Домановичского, Березинского и др. месторождений.
Трещинный тип коллекторов имеет широкое распространение как в классе карбонатных, так и терригенных образований межсолевого и подсолевого комплексов, а также в кристаллическом фундаменте. В карбонатных породах – это в основном тонкослоистые, «листоватые» водорослевые образования с волосяными трещинами (раскрытостью - доли мм) или микротрещинами субгоризонтальной ориентации, развитыми параллельно слоистости пород. В терригенных отложениях – трещины литогенетические и катагенетические. Трещиноватость имеет разную интенсивность, хаотичную ориентировку и степень раскрытости, является основным путем фильтрации флюидов. Трещинный тип включает чисто трещинный, порово-трещинный и трещинно-поровый коллекторы, развитые в карбонатных и терригенных породах, характеризующихся низкой емкость пор (таблица 3): в карбонатных породах – 3 – 4 %, в терригенных – менее 3 %.
Фильтрационные свойства пород: от малопроницаемых (до 50 мд) до высокопроницаемых (более 310 мд). В приразломных зонах и в
участках максимального изгиба пластов в любых породах интенсивно развиты субвертикальные тектонические трещины.
Примерами залежей с трещинными типами коллекторов являются:
 межсолевые залежи Золотухинского, Западно-Малодушинского, Левашовского и Геологического месторождений;
 подсолевые залежи Восточно-Первомайского, Надвинского, Тишковского и Речицкого месторождений.
Породы коллекторы образуют пачки-коллекторов, которые принято называть «компонентами резервуара», разделенные перемычками. Каждый резервуар состоит из различного количества компонентов. Компонент включает пласты-коллекторы (рисунки 0.2, 0.3, 0.4).
Ряд исследователей считают необходимым выделять среди карбонатных коллекторов нефтяных месторождений Припятского прогиба суперколлекторы (сверхпроводники), представленные маломощными пластами, занимающими сравнительно небольшой объём в
суммарной толще продуктивных коллекторов, характеризующиеся проницаемостью на несколько порядков более высокой, чем проницаемость вмещающих пород-коллекторов. Определённую роль в белорусских суперколлекторах, вероятно, занимает такая его разновидность, как горизонтально-трещиноватый – плитчатый суперколлектор, в котором сверхвысокая проницаемость обеспечена системой
субгоризонтальных трещин, обладающих сверхкапиллярной раскрытостью в пластовых условиях. И.И.Нестеров в 1979 г. назвал баженитами подобные коллекторы в Западной Сибири. Возможно, такие коллекторы выявлены в петриковских отложениях Геологического месторождения на глубине 4500 м. В.Н.Бескопыльный в «Обоснование рекомендаций по разведке Геологического месторождения нефти»
назвал их катагенетическими, проницаемость которых обусловлена катагенетической рассланцованностью. В биогермных межсолевых
массивах Осташковичского, Южно-Остащковичского и Речицкого месторождений, скорее всего, развиты массивно-рыхлые суперколлекторы. Избирательная обводненность указанных залежей, очевидно, обусловлена наличием таких суперколлекторов. Подтверждением
тому являются многочисленные примеры поступления законтурных вод в вышележащие пласты, в то время, как подстилающие остаются
нефтенасыщенными. Например, недавно (июль 2009 г.) во вновь пробуренной эксплуатационно-оценочной скважине 198 ЮжноОсташковичского месторождения ниже обводнившихся суперколлекторов межсолевого биогерма вскрыты кузмичевские нефтенасыщенные коллекторы.
На графике 0.2 приведена информация, свидетельствующая о том, что в Припятском прогибе большинство месторождений состоит в значительной мере из низкопроницаемых коллекторов, заключающих трудноизвлекаемые запасы нефти. Интересно, что по мере
уменьшения размеров месторождений увеличивается в них доля низкопроницаемых коллекторов. Наиболее крупные по размерам месторождения состоят в основном из высокоемких, высокопроницаемых коллекторов и даже суперколлекторов, имеют большие запасы углеводородов. Правда, не во всех случаях прослеживается такая закономерность: имеется ряд месторождений достаточно обширных по
площади, заключающих большие, по меркам Беларуси, запасы нефти, которые, однако, приурочены к низкопроницаемым коллекторам
(например, задонско-елецкие залежи блоков I и II Вишанского месторождения). Немалые запасы нефти сконцентрированы в низкопроницаемых коллекторах таких залежей, как: Славянские лебедянская и задонско-елецкая; Мармовичские задонско-елецкие блоков II, IV,
V; Чкаловская задонско-елецкая; Ново-Давыдовские воронежская, задонская, елецкая; Северо-Домановичская задонская.
П
ОРОДЫ-ФЛЮИДОУПОРЫ (таблица 2): покрышки, перемычки. Разрез Припятского прогиба характеризуется наличием мощных соленосных толщ: нижней (ливенской) и верхней (лебедянско-полесской), которые являются главными,
наиболее надежными региональными флюидоупорами. Кроме того, в осадочном чехле региона присутствует значительное количество малопроницаемых и непроницаемых пластов различной толщины и латеральной протяженности. В целом выделяется
пять основных флюидоупоров, однако для разных лито-фациальных условий различных участков региона характерно наличие тех или
иных зональных и/или локальных флюидоупоров.

Первый, локально-региональный флюидоупорный комплекс, состоит из непроницаемых пород от архейскопротерозойского кристаллического фундамента до саргаевского горизонта включительно. Кристаллический фундамент является региональным флюидоупором, сложенным метаморфическими или изверженными породами. Вышележащие породы комплекса - от верхнепротерозойского до саргаевского горизонта там, где они представлены ангидритами, мергелями, аргиллитами, плотными известняками
или песчаниками, представляют собой зональные или локальные непроницаемые пачки, образуя локальные или зональные ПР в участках
распространения смежных пластов-коллекторов;

Второй, зональный флюидоупор – речицко-воронежская флюидоупорная пачка, представлена глинистыми, сульфатными,
плотными карбонатными породами. Там, где в воронежском горизонте присутствуют породы-коллекторы, распространены локальные
ПР;

Третий, основной надежный, региональный флюидоупор – нижнесоленосная (евлановско-ливенская) непроницаемая толща
включает, в основном, галит, а также ангидриты и мергели;

Четвертый, локально-зональный флюидоупор, представлен либо в целом межсолевой (домановичско-петриковской) толщей, либо отдельными непроницаемыми межсолевыми пачками ангидритов, мергелей, плотных известняков. Вдоль региональных разломов Припятского прогиба в межсолевом комплексе распространены биостромы, биогермы и рифовые массивы, которые формируют
вместе с перекрывающими и подстилающими локальными межсолевыми флюидоупорами природные резервуара соответствующих типов. На большей части Припятского прогиба межсолевой комплекс представлен плотным карбонатным флюидоупором или полуколлектором (ложной покрышкой);

Пятый, надежный, региональный флюидоупор – верхнесоленосный (лебедянско-полесский) комплекс, который сложен, в
основном, галитом, а также ангидритами и мергелями.
П
ЕРЕЧЕНЬ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ПРИПЯТСКОГО ПРОГИБА. В подсолевом комплексе отложений Припятского прогиба выделяются снизу вверх следующие 7 природных резервуаров (рисунки 0.2, 0.3, 0.4):
1Верхнепротерозойский (вендский резервуар) имеет код – 4.IX, включает один компонент (код – 4.9.0.1);
2Наровско-пярнуский (код – 4.VIII). Основные коллекторы сосредоточены в витебско-пярнуских отложениях, которые объединены в шести компонентах (4.8.0.1- 4.8.0.6). Наибольшее распространение имеет компонент 4.8.0.3;
3Старооскольский резервуар (код – 4.VII) содержит 8 компонентов: 4.7.0.1 - 4.7.0.8. Три - в кровельной части, три - в средней, два - в подошвенной частях;
4Ланский резервуар (код – 4.VI) содержит шесть компонентов: 4.6.0.1-4.6.0.6;
5Саргаевский резервуар, как правило, не разделяется на две части, поскольку перемычка между верхней и нижней частями –
маломощная. Однако, предполагается, что на каких-то участках Припятского прогиба эта перемычка утолщается, разделяя саргаевский
резервуар на два: верхний и нижний. Поэтому код саргаевского резервуара – 4.IV-V. В этом резервуаре выявлены шесть компонентов
4.5.0.1- 4.5.0.6. Наилучшие коллекторы сосредоточены в первых трех, последние три характеризуются разобщенными, изолированными
пластами, перемежающимися более плотными породами аналогичного состава;
6Семилукский резервуар имеет код – 4.III, обычно состоит из двух пластов. Поэтому все коллекторы объединены в два компонента 4.4.0.1 и 4.4.0.2. Но изменчивость литологического состава и фильтрационно-емкостных свойств его верхней части на некоторых
площадях (Речицкое, Вишанское месторождения) определили необходимость в расчленении продуктивной части семилукского резервуара на три пачки, а пласты-коллекторы сгруппированы в шесть компонентов: 4.4.0.1р, 4.4.0.1к, 4.4.0.2р, 4.4.0.2к, 4.4.0.3р ,4.4.0.3к. Компонент 4.4.0.2к установлен как «основной пласт», компоненты 4.4.0.1к и 4.4.0.3к – как «кровельный» и «подошвенный» пластыколлекторы. Компоненты 4.4.0.1р, 4.4.0.2р, 4.4.0.3р обозначены как соответствующие им «перемычки» (если не содержат коллекторы),
либо «условные перемычки», где коллекторы маломощные, низкоемкие. Основные нефтенасыщенные пачки коллекторов включает ком-
понент 4.4.0.2к, где их доля составляет 0,9-1,0 от общей толщины компонента, и который характеризуется региональным распространением по площади пачек однородного литологического состава и близких емкостных свойств.
7Воронежский верхний резервуар, его код –4.I, группирует коллекторы птичских слоев, здесь обозначены три компонента:
4.2.1.1 – 4.2.1.3. Основным продуктивным, наиболее распространенным является первый компонент.
8Воронежский нижний, его код – 4.II, выделен в стреличевских слоях. Основные коллекторы здесь объединены в компонент
4.2.2.1, имеющий широкое распространение. Из этого компонента получены притоки нефти с максимальными дебитами.
В межсолевом комплексе выделено восемь резервуаров:
1задонский нижний (кузмичевский). Код -2.3. IV;
2задонский нижний (тонежский). Код -2.3. III;
3задонский средний (V и VI литологические пачки). Код -2.3. II;
4задонский верхний (вишанские и тремлянские слои). Код -2.3.I;
5елецкий туровский. Код -2.2.II;
6елецкий дроздовский. Код -2.2.I;
7петриковский нижний. Код -2.1.II;
8петриковский верхний. Код -2.1.I.
Порядок индексирования - сверху вниз. Нумерация в каждом крупном стратиграфическим срезе своя. Первые две цифры указывают на стратиграфический индекс горизонта, римская цифра – порядковый номер резервуара в разрезе.
В свою очередь каждый резервуар объединяет в себе компоненты, группирующие пласты-коллекторы, выделенные по материалам
ГИС в определенном стратиграфическом интервале. Они проиндексированы четырехзначным кодом, в котором первые три цифры – индекс слоев, а последняя цифра – порядок распределения компонентов в разрезе.
Такая модель-схема характерна для разрезов «речицкого типа». Для Осташковичского, Ю-Осташковичского, Ю-Сосновского месторождений характерны межсолевые рифогенные образования, которые обозначены как «осташковичский разрез», где по каротажу
межсолевые отложения представляют собой многометровую, однородную, слабо дифференцированную толщу с мозаичным распределением емкостных свойств, где перемычки непроницаемых пород не выдержаны, спонтанны как по вертикали, так и по латерали. В таком
типе разреза пришлось каждый стратиграфический уровень, независимо от того имеются ли коллекторы в нем или нет, разбить на литопачки с условным глинистым репером в подошве и проиндексировать их по общему принципу.
Для Южно-Сосновского и Южно-Осташковичского месторождений, чтобы выявить границы распространения непроницаемых
участков в плане, нерасчленненая елецко-задонская толща, игнорируя стратиграфию, была разбита на пачки, включающие коллектора
(их обозначение – К), и пачки-перемычки, где коллектор либо отсутствует, либо представлен маломощными, разобщенными, изолированными пластами (условные перемычки, их обозначение Р).
Для разрезов, вскрытых в рифогенной фации, но где в распределении коллекторов можно уловить определенную закономерность
(Ново-Давыдовское и Дубровское месторождения) компоненты привязаны строго к пластам- коллекторам. Основные нефтеносные коллекторы сосредоточены в трех резервуарах: елецком дроздовском, елецком туровском и задонском верхнем. Это компоненты: 2.2.1.1,
2.2.1.2, 2.2.2.3 - 2.2.2.5.
В разрезах «левашовского типа» продуктивным является задонский верхний резервуар 2.3.I, где в тремлянских слоях выявлены
две залежи, разобщенные перемычкой из ангидрита. Надангидритовый резервуар включает компоненты 2.3.2.1 – 2.3.2.5, а подангидритовый – 2.3.2.6.- 2.3.2.10.
Очевидно, что для многих межсолевых разрезов характерно особое распространение пород-коллекторов. Применение общей корреляции и кодификации разрезов с выделением компонентов, позволяет унифицировать природные резервуары, прослеживать из простирание, выявлять литологические ловушки.
Б
ОКОВЫЕ ЭКРАНЫ. В ловушках изгибов и выступов ПР, а также в линзовидных ловушках боковыми экранами выступают собственные покрышки ( подстилки, т.е. перекрывающие и подстилающие флюидоупоры) каждого ПР. В ловушках
экранирования по сбросу в качестве бокового экрана выступают флюидоупоры, как правило, других, вышезалегающий ПР.
Для Припятского прогиба такое экранирование является наиболее распространенным из-за многочисленности разломов различной амплитуды, но в то же время труднопрогнозируемым. В этой связи более детально рассмотрим условия бокового экранирования семилукского ПР (главного в подсолевом комплексе) по сбросам различной амплитуды [2].
 Семилукские залежи в пределах погруженных крыльев разломов ограничиваются первым флюидоупорным комплексом (от архейско-протерозойского кристаллического фундамента до саргаевского горизонта включительно). Этот флюидоупорный комплекс ограничивает с одной из сторон пять семилукских залежей (Ветхинская, Днепровская, Надвинская, Озерщинская, Сосновская). Основными,
наиболее крупноамплитудными (600 и 1100 м), являются сбросы, приводящие в контакт семилукские отложения с породами кристаллического фундамента. По другим сбросам семилукские продуктивные отложения экранированы пярнуско-наровскими, старооскольскими
или саргаевскими флюидоупорными пачками. Амплитуды этих сбросов изменяются, как правило, в пределах 20-110 м, достигая 200 м.
 Вторая (речицко-воронежская) флюидоупорная пачка, как и последующие третий- пятый флюидоупоры, ограничивают семилукские залежи приподнятых крыльев нормальных сбросов. Этот флюидоупор экранирует двенадцать семилукских залежей по шестнадцати
разломам. Амплитуды девяти сбросов изменяются в пределах 20-50 м, остальных семи от 80 до 150 м, за исключением одного - до 300 м.
 Третий, евлано-ливенский флюидоупор экранирует тридцать семилукских залежей по шестидесяти шести сбросам. В том числе на
двадцати двух залежах боковое ограничение евлано-ливенским флюидоупором происходит по тридцати трем основным сбросам. Очевидно, что экранирование этим флюидоупором семилукских залежей является определяющим на известных месторождениях. Амплитуды
соответствующих сбросов, как правило, составляет 150-300 м, изменяясь от 40-80 м (Южно-Оземлинское, Казанское, Октябрьское, Борисовское, Комаровичское, Сосновское и др.месторождения) до 1000-1100 м (Надвинское, Золотухинское, Летешинское, Озерщинское месторождения).
 Четвертый, межсолевой флюидоупор ограничивает семилукские залежи на Днепровском (амплитуда сброса 500-1200 м) и Борисовском (сброс 220 м, контакт с ливенско-домановичскими отложениями) месторождениях. Наличие гидродинамически изолированных
залежей в различных пачках межсолевой толщи Речицкого и Левашовского месторождений указывает на присутствие в межсолевой
толще промежуточных пачек флюидоупоров (перемычек). На участках, где в межсолевой толще отсутствуют коллекторы, вся толща может являться флюидоупором.
 Пятый флюидоупор, верхнесоленосная толща экранирует семь семилукских залежей по двенадцати сбросам. Десять из этих
сбросов являются основными. Амплитуды сбросов, обеспечивающих контакт с верхнесоленосной толщей, составляют 350 м (Тишковская залежь) – 2300 м (Восточно-Дроздовская залежь).
Анализ вертикального и латерального распределения коллекторов и флюидоупоров в разрезе Северной зоны Припятского прогиба
позволил составить классификацию флюидоупоров, экранирующих семилукские коллекторы (таблица 2.1) и рассчитать преобладающие
амплитуды сбросов, обеспечивающих экранирование семилукских залежей разными флюидоупорами. Данная классификация является
основой для оценки перспектив нефтеносности подсолевых тектонических блоков, прогнозирования геологоразведочных работ, создания
компьютерных программ автоматизированного выбора первоочередных объектов поисков нефти и газа.
Основные выводы, которые следуют из таблицы 2.1, заключаются в том, что в семилукских коллекторах возможно формирование
ловушек вдоль разломов различных амплитуд. Возможно формирование семилукских ловушек, ограниченных речицко-воронежским
флюидоупором, вдоль малоамплитудных сбросов (20-200 м) практически на всей территории Северной зоны прогиба. На западных
участках территории деятельности объединения «Белоруснефть» вероятно образование ловушек, ограниченных евлано-ливенским флюидоупором вдоль сбросов амплитудой от 80-100 м и больше.
На погруженных крыльях сбросов возможно образование семилукских ловушек, экранированных флюидоупорами, саргаевскоархейского комплекса. Эти ловушки образуются сбросами как малоамплитудными (20-100 м), так и крупноамплитудными (как правило,
более 300-800 м) на всей территории Северной зоны.
Для точного прогнозирования малоамплитудных ловушек следует на каждом конкретном участке учитывать положение в разрезе
семилукских коллекторов, а также подстилающих и перекрывающих флюидоупоров. С этой целью необходимо создать базу данных детального распространения коллекторов и флюидоупоров по разрезу и площади региона. Следует создать программу автоматического
расчета вероятности бокового экранирования не только семилукских, но и других коллекторов вдоль разломов различных амплитуд.
Подобные исследования имеют большое практическое значение, так как обосновывают перспективность поисков залежей нефти в
малоамплитудных подсолевых блоках Припятского прогиба.
Г
ЕОТЕРМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ УВ. В осадочном комплексе
Припятского нефтегазоносного бассейна установлено увеличение температур, геотермических градиентов и теплового потока с юго-запада на северо-восток [15]. Так, например, температура на срезе -1000 м в пределах Копаткевичской, Заозерной, Стреличевской площадей юго-запада и юга региона составляет 20°С, а в районе Восточно-Первомайской площади северо-востока
прогиба - 45°С. Подобным образом увеличиваются температуры на более глубоких срезах и по основным литолого-стратиграфическим
комплексам. Распределение значений геотермического градиента осадочного комплекса также отражает нарастание напряжённости геотермического поля к северо-востоку. На северо-востоке нефтегазоносного бассейна по сравнению с югом наблюдается увеличение теплового потока более чем в 3 раза (от 0,45 до 1,44 мккал/см2Чс) [17].
На этом общем фоне геотермического поля представляется возможным условно выделить три основные обособленные по геотермической характеристике зоны: Северную, Центральную и Южную. Северная геотермическая зона отличается повышенной напряженностью теплового поля. Нарастание температур, геотермических градиентов и теплового потока в любом участке этой зоны направлено к
северо-востоку. Температура на глубине 5000 м составляет 90-100°С. В пределах этой зоны выделяется северо-восточная часть с западной границей в районе Борисовской плащади. Этот участок характеризуется максимальной геотермической активностью. Температура
на глубине 5000 м здесь достигает 130°С. Между изоградиентами 1,3 и 1.6°С/100 м отмечается участок осадочного комплекса с относительно однородным геотермическим полем, в котором нарастание по латерали температуры и геотермического градиента происходит
менее интенсивно, чем за его пределами.
Южная геотермическая зона отличается пониженной напряженностью геотермического поля. В этой зоне, как и в Северной, изотермы и изолинии других геотермических параметров линейно вытягиваются в направлениях, близких к простиранию продольных глубинных разломов, ограничивающих Припятский нефтегазоносный бассейн. Температура на глубине 5000 м достигает 70°С, что на 1060°С ниже, чем в северо-восточной части бассейна осадконакопления.
Центральная геотермическая зона характеризуется разнонаправленными изменениями геотермических характеристик. Она разделяется на два участка: западный и восточный. Граница между ними проходит по субмеридиональной линии: Северо-Домановичская –
Гороховская – Заозерная площади. В Западном участке температура по всему разрезу и геотермический градиент осадочного комплекса
увеличиваются на восток в сторону погружения природных резервуаров Восточно-Микашевичского погребённого выступа. Так, в районе
выступа (Копаткевичская площадь) температура на глубине 3000 м составляет около 40°С, а в районе более глубокого залегания фундамента. В центральной части зоны, на этой же глубине температура достигает 55°С (Гороховская площадь). В восточном участке температура на глубине 3000 м изменяется в пределах 60 - 65°С. Изолинии геотермических параметров нижних горизонтов в общем отражают
изометрическую структуру Хойникско-Хобнинского погребённого выступа. Здесь наиболее приподнятым частям фундамента соответствуют наименьшие температуры и геотермические градиенты литолого-стратиграфических комплексов.
Зональное распределение геотермической напряженности Припятского нефтегазоносного бассейна обусловлено геологическим
строением региона. Разломы значительных амплитуд (до 3-4 км), наибольшие глубины залегания кристаллического фундамента (до 7
км), увеличение мощности соленосных отложений, присутствие в разрезе вулканогенных образований отражают наибольшую тектоновулканическую активность северо-восточной части прогиба, что является причиной максимальной напряженности геотермического поля
этой части региона.
В Припятском прогибе большинство выявленных месторождений УВ приурочено к наиболее геотермически напряженной Северной структурной зоне. Причем нефтяные залежи формируются в относительно однородном геотермическом участке, для которого средний геотермический градиент осадочного комплекса равен 1,3 – 1,6°С/100 м. Зона нефтегазонакопления, в пределах которой открыты газоконденсатные залежи (Красносельская, Западно-Александровская) характеризуется максимальной напряженностью геотермического
поля, где геотермический градиент имеет значения превышающие 2,0°С/100 м.
Э
ВОЛЮЦИЯ ГЕОТЕРМИЧЕСКОГО ПОЛЯ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ УВ. Данные по отражательной способности витринита* рассеянных углистых включений из девонских отложений Припятского прогиба убедительно свидетельствуют о том, что в прошлом северо-восток региона также отличался повышенной геотермической напряженностью. Это
подтверждается тем фактом, что если сравнить одновозрастные породы на равных глубинах (3,5 км) в северо-восточной и южной частях
прогиба, то показатель отражательной способности (Rб) у первых приблизительно на 2 единицы больше [6,7,8].
Осадочные породы прогиба, содержащие витринит с Rб от 5, 9 до 8, 6 единиц, в настоящее время прогреты до температур 35-95оС.
Максимальные температуры катагенеза этих пород, судя по Rб, вероятно, имеют значения, близкие к 70-175оС. Следовательно, температуры в отложениях рассматриваемого региона ниже максимальных палеотемператур на 35-80оС.
Пространственная связь положительных палео- и современных геотермических аномалий с наиболее тектонически подвижными
зонами региона указывает на связь времени максимальной геотермической напряженности осадочного комплекса пород с временем проявления максимальной тектонической активности и вулканизма. Действительно, скорее всего, именно в позднефаменскокаменноугольное время, т.е. на протяжении основного этапа авлакогенной стадии развития Припятского прогиба существовали условия
для максимального выноса тепла из недр. Этот период и являлся временем максимальной геотермической напряженности осадочного
чехла. Затухание интенсивных тектонических движений с начала пермского периода привело к уменьшению теплового потока, и осадочный чехол впадины начал остывать, поэтому современные температуры природных резервуаров значительно меньше максимальных палеотемператур.
*Витринит представляет собой остатки растительного материала, существенно потерявшие свой первоначальный облик в ископаемом
состоянии. Отражательная способность витринита используется для точного определения степени метаморфизма углей и, соответственно, вмещающих их горных пород, а также для оценки максимальных температур, при которых происходил катагенез пород и заключенного в них рассеянного органического вещества – источника углеводородов. Возрастание отражательной способности свидетельствует о
росте палеотемператур и, соответственно, степени катагенеза пород.
Р
АСПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАПАСОВ НЕФТИ ПО ЗОНАМ КАТАГЕНЕЗА. В результате изучения характера распределения
промышленных геологических запасов нефти по зонам катагенеза установлено [14], что максимальные суммарные запасы
нефти в Припятском прогибе сконцентрированы в подсолевых и межсолевых девонских отложениях, содержащих витринит с отражательной способностью (Rб) около 7,4, т.е. на границе перехода подзоны катагенеза МК1 в подзону МК2 (таблица).
Таблица - Изменение состава залежей и нефтей по зонам катагенеза Припятского прогиба
Тип
углей
Распределение
промышленных
геологических запасов нефти, %
Состав залежей
ПК1
Б1
-
-
ПК2
ПК3
Б2
Б3
-
-
Категенез
Протокатагенеза
(ПК)
Зона
Подзона
Количественное изменение
состава нефтей
(направление стрелки указывает на рост показателей)
35
2-3
МК3
Ж
2-3
сернистость -------->
Г
Смолы+асфальтены,
МК2
<------ Метанизация
40
<-------------- до 3000С
Д
Выход фракций
МК1
тяжелые нефти
(плотность более 900
кг/м3)
средние нефти (плотность от 850 до 900
кг/м3)
легкие нефти (плотность менее 850
кг/м3)
газонефтеконденсат
<---- Парафинистость
Мезокатагенеза (МК)
20
Около 60% промышленных геологических запасов нефти Припятского прогиба находится в породах, преобразованных до начального этапа раннего мезокатагенеза (подзона МК1; Rб изменяется от 7,0 до 7,5). Главная часть суммарных промышленных запасов нефти
региона (около 95%) приурочена к породам, заключающим витринит с отражательной способностью от 7,0 до 8,0. Всего в зоне раннего
мезокатагенеза (подзоны МК1 МК2; Rб изменяется от 7,0 до 8,5) сосредоточено приблизительно 97-98% суммарных доказанных геологических запасов нефти прогиба. Около 2 - 3% запасов относится к зоне среднего мезокатагенеза (подзона МК3; Rб изменяется от 8,5 до
9,0). Приуроченность основной доказанной нефтеносности к зоне раннего мезокатагенеза отмечена и для других регионов мира.
В Припятском прогибе закономерность размещения запасов нефти по зонам катагенеза отложений ярко проявилась потому, что
для этого региона характерно наличие мощных третьего и пятого региональных флюидоупоров, представленных нижнесоленосной и
верхнесоленосной непроницаемыми толщами, обусловивших сохранность залежей нефти от вертикальной миграции углеводородов на
поверхность. Широкое распространение в нефтеносных горизонтах конседиментационных разломов препятствовало дальней латеральной (боковой) миграции углеводородов. Нефтематеринские породы, по существу, перемежаются с породами-коллекторами. Все эти
условия способствовали образованию залежей УВ, расположенных относительно недалеко от очагов их генерации, т.е., практически, in
situ.