Геологическое строение, литология, геохимия и перспективы нефтеносности надсолевых отложений Припятской впадины ранее изучались многими исследователями [1, 3, 5, 8-11]. Комплексный анализ материалов глубокого бурения по всей: толще осадочных пород приводит к выводу о том, что в надсолевых девонских и каменноугольных отложениях Припятской впадины в первую очередь следует искать вторичные залежи нефти, образовавшиеся благодаря разрушению залежей в межсолевых (задонско-елецких) и подсолевых отложениях верхнего девона. Причем направление и методика работ по поискам вторичных залежей должны быть иными, чем рекомендуемые в работах [2, 3, 5, 10, 11]. Рассмотрим особенности строения осадочного чехла, которые приводят к такому выводу.

1. Геологическое строение и развитие различных структурно-тектонических зон (СТЗ) Припятской впадины чрезвычайно разнообразны. В настоящей работе остановимся только на тех, которые имеют прямое отношение к рассматриваемому вопросу. Обращает на себя внимание тот факт, что северная СТЗ и остальная часть впадины по тектонической активности в пермское и триасовое время резко различаются. Развитие северной СТЗ в пермо-триасе было относительно спокойным, малодифференцированным [9]. Это отразилось на распределении мощностей пермских и триасовых отложений. Форма и размеры структур, сформировавшихся к началу перми, в дальнейшем существенных изменений не претерпели.

Иная картина наблюдается в пределах центральной и южной СТЗ. На основе анализа поверхности допермских отложений [9] утверждается, что общий размах тектонических движений в пермское и последующее время в пределах южной и центральной СТЗ составил около 1500 м. Но данное утверждение нельзя относить к движениям блоков фундамента или подсолевых отложений, так как тектонические движения в последних были значительно усилены процессом соляной тектоники во франской и фаменской соленосных толщах, и поверхность допермских осадков отражает результат этих двух явлений.

2. Пластовое давление в задонско-елецких (межсолевых) отложениях в северной СТЗ значительно выше, чем в подсолевых и превышает условное гидростатическое на 23-25, иногда на 50% и более. Это обусловлено тем, что межсолевые отложения, находясь между двумя. соленосными толщами, испытывают влияние соляной тектоники и находятся в более напряженном состоянии, чем подсолевые, которые несут только геостатическую нагрузку. Следовательно, и пластовые воды межсолевых комплексов находятся под большими давлениями, чем воды подсолевого (здесь и далее речь идет о приведенных пластовых давлениях). Чем интенсивнее проявилась соляная тектоника в нижней (франской) соленосной толще, тем выше пластовые давления в межсолевых образованиях (Золотухинская, Притокская и другие площади). Исходя из этих фактов, следовало ожидать, что в центральной и южной СТЗ пластовые давления в межсолевых отложениях будут значительно выше, чем в межсолевых северной СТЗ, так как соляная тектоника в нижней соленосной толще в первых двух районах проявилась значительно интенсивнее. Однако фактически давления там значительно ниже, чем таковые в северной СТЗ и превышают условное гидростатическое всего на 11- 13%.

3. Количество и характер нефтегазопроявлений в верхней (фаменской) соленосной толще и в надсолевых отложениях центральной и южной СТЗ также резко отличаются от северной СТЗ. Несмотря на то, что около 90% всех известных залежей нефти Припятской впадины находятся в северной СТЗ, общая нефтегазонасыщенность верхних горизонтов осадочного чехла здесь значительно ниже, чем в южной и центральной СТЗ. Количество прямых признаков нефти в надсолевых и верхнесолевых пачках (нефть в керне, пленка нефти на буровом растворе и др.), обнаруженных при бурении скважин в центральной и южной СТЗ, значительно больше, чем в северной, несмотря на большую степень изученности последней. Общая газонасыщенность верхних частей разреза, по материалам газового каротажа и испытания скважин, также значительно выше в пределах центральной и южной СТЗ.

Изучая битуминозность надсолевых девонских толщ, исследователи [2] установили, что битумные вещества надсолевых, подсолевых и межсолевых отложений почти не отличаются. В составе жидких УВ отмечено высокое содержание нафтеново-ароматических фракций (до 70-90%). Обращается внимание на одну особенность распространения хлороформенных битумов в надсолевых девонских отложениях, отмеченную ранее В.А. Лапутем: если надсолевые образования налегают на нижнюю (галитовую) подтолщу фаменской соленосной толщи, то битумы в них распространены повсеместно, если же налегают на верхнюю (глинисто-галитовую) подтолщу фаменской соленосной толщи, то вторичные битумы в них почти отсутствуют.

4. Установлено, что независимо от термобарических условий продуктивных пластов нефти южной и центральной зон отличаются от нефтей северной зоны (см. таблицу ) весьма низким газовым фактором и, как следствие, крайне низким давлением насыщения, значительно меньшим содержанием фракций, выкипающих до 300 °С, большей смолистостью и вязкостью, большей удельной массой. Эти различия сохраняются даже в том случае, если залежи находятся при равных значениях температуры и давления.

Прежде чем объяснять причины отличия состава нефтей различных СТЗ необходимо рассмотреть время формирования залежей нефти. Одни исследователи [4, 13] считают, что залежи нефти в подсолевых и межсолевых отложениях в основном сформировались в конце карбона - начале перми, другие [7] утверждают, что образование залежей нефти в подсолевых отложениях закончилось в раннелебедянское время, а в межсолевых - в позднелебедянское. Согласно обеим позициям, залежи нефти к началу Перми уже были сформированы, а в данном случае именно это важно. Автор настоящей статьи разделяет точку зрения о более позднем (к началу перми) времени образования залежей нефти.

Теперь рассмотрим причины вышеописанных характеристик осадочного чехла и нефтеносности Припятской впадины. В подсолевых и межсолевых отложениях Припятской впадины залежи нефти к началу перми уже существовали. Последующие тектонические движения неодинаковой интенсивности в разных зонах по-разному влияли на состояние осадочного чехла. В пределах северной СТЗ соляная тектоника в нижней соленосной толще, за исключением Малодушинской зоны поднятий, почти не проявилась или проявилась весьма незначительно. Поэтому структурные формы межсолевых и подсолевых отложений почти не различаются. Амплитуды тектонических подвижек по разломам в кристаллическом фундаменте были незначительны и к существенной перестройке структурного плана, а тем более, к разрушению залежей не привели.

В южной и центральной зонах интенсивные тектонические движения блоков фундамента в пермское и последующее время вызвали активное проявление соляной тектоники в двух соленосных толщах и образование постседиментационных структур по межсолевому комплексу пород, разделяющему две соленосные толщи. Общая тектоническая активность была настолько высока, что напряжения в продуктивных пластах и соленосных толщах превысили пределы их прочности. Это привело к появлению трещин и разломов прежде всего в породах продуктивных горизонтов, разгрузке пластовых вод и разрушению залежей нефти. По этой же причине пластовые давления в межсолевых комплексах, вопреки ожидаемым, более низкие, чем в северной СТЗ, и практически равны давлениям в подсолевых отложениях.

Состав и свойства нефтей центральной и южной зон также свидетельствуют о процессах механического (физического) разрушения залежей. По трещинам и разломам из залежей уходили в первую очередь растворенный в нефти газ и легкие фракции, что привело к возрастанию относительного содержания смол и тяжелых фракций и, следовательно, к увеличению вязкости и плотности нефти. Этим же объясняется и более высокая нефтегазонасыщенность верхних частей осадочного чехла в пределах южной и центральной зон.

Отмеченная [2] связь между битуминозностью надсолевых отложений и характером их контакта с нижележащими образованиями - доказательство обогащения первых битумами благодаря источнику, находящемуся в нижезалегающих горизонтах. Более высокая газонасыщенность пластовых вод верхней соленосной толщи южной СТЗ по сравнению с газонасыщенностью вод межсолевых отложений служит еще одним свидетельством вертикальной миграции УВ из межсолевых и подсолевых комплексов.

Наличие жидкой нефти в трещинах в галите верхней соленосной толщи свидетельствует о том, что такие толщи при высоких напряжениях могут пропускать через себя жидкости и газы. Поскольку в нижней соленосной толще нет пород-коллекторов, а в верхней имеется один-два маломощных пласта, распространенных неповсеместно, есть основание считать, что УВ, ушедшие из залежей межсолевых и подсолевых отложений, могли сконцентрироваться в надсолевых. Особенности строения надсолевых девонских и каменноугольных образований - наличие пластов-коллекторов, чередующихся с непроницаемыми глинистыми пластами, выклинивание целых пачек пород и др. - создают благоприятные структурно-литологические условия для формирования вторичных залежей УВ. Следовательно, в пределах центральной и южной СТЗ надо проводить поиски вторичных залежей в надсолевых девонских и каменноугольных отложениях. Постановка этих работ в северной зоне нецелесообразна. Методика поисков должна базироваться прежде всего на детальном анализе истории развития впадины в пермское и триасовое время, на анализе всех нефтегазопроявлений в верхней соленосной толще и надсолевых образованиях с тем, чтобы локализовать возможные пути миграции УВ из межсолевых и подсолевых комплексов и участки аккумуляции их в надсолевых отложениях.

Однако следует иметь в виду, что в процессе миграции по разломам из подсолевых и межсолевых толщ УВ могли рассеиваться в вышележащих горизонтах вплоть до выхода на дневную поверхность и аккумулироваться в надсолевых девонских и каменноугольных только частично. Для оценки масштаба этого явления необходимо провести детальные геохимические и битуминологические исследования не только в надсолевых девонских и каменноугольных отложениях, но и в вышележащих, особенно в пермских и триасовых.

Поиски залежей нефти в надсолевых комплексах должны осуществляться бурением специальных скважин, так как конструкция скважин, бурящихся на более глубокие горизонты, исключает возможность получения достоверной информации о характере насыщения надсолевых отложений.

Таким образом, нельзя считать, что поиски залежей нефти в межсолевых и подсолевых отложениях южной и центральной зон нецелесообразны. Получение притоков нефти из подсолевых пород на Савичской и Западно-Бобровичской площадях (дебит 8-12 м³/сут) и из межсолевых на Каменской, Восточно-Выступовичской и Радомлянской (дебит 4-6 м³/сут) свидетельствует о целесообразности дальнейших поисков залежей нефти в пределах этих зон. Вместе с тем вышеизложенное объясняет причину изменения качества нефтей межсолевых и подсолевых толщ центральной и южной зон по сравнению с нефтями северной и позволяет рассчитывать на обнаружение в подсолевых отложениях менее расформированных залежей, так как в межсолевых процессы разрушения были усилены соляной тектоникой в нижней соленосной толще. Кроме того, необходимо учитывать перестройку структурного плана в пермо-триасовое время, на что было указано ранее [6].

1. Ажгиревич Л.Ф., Лапуть В.А., Палер Л.М. Литолого-геохимическая характеристика надсолевых девонских отложений в связи с их нефтегазоносностью. - В кн.: Вопросы нефтяной геологии. Минск, 1975, с. 190-207.
2. Гармашева Л.Ф., Бенсман Ф.О. Битуминозность надсолевых девонских отложений Припятской впадины. - В кн.: Вопросы нефтяной геологии. Минск, 1975, с. 171 - 179.
3. Герасимова Ж.А. Перспективы нефтегазоносности надсолевых отложений прогиба по гидрогеологическим данным. - В кн.: Прогноз нефтегазоносности и направление поисков нефтяных месторождений в Припятском прогибе. Минск, 1976, с. 138-145.
4. Горелик З.А. О времени образования и типах залежей нефти на территории Припятской впадины. - В кн.: Новые данные по геологии и нефтегазоносности Припятской впадины и смежных районов. М., 1968, с. 248-253.
5. Горелик З.А. Прогнозная оценка нефтегазоносности надсолевых девонских и нижнекаменноугольных отложений Припятской впадины. - В кн.: Новые данные по геологии и нефтегазоносности Припятской впадины и смежных районов. М., 1968, с. 254-257.
6. Карпов В.А. О некоторых факторах, влияющих на формирование нефтяных залежей в центральной части прогиба. - В кн.: Прогноз нефтегазоносности и направление поисков нефтяных месторождений в Припятском прогибе. Минск, 1976, с. 177-179.
7. Кононов А.И. Условия формирования и закономерности размещения нефтяных залежей Припятского прогиба. М., Недра, 1976.
8. Литология и геохимия девонских отложений Припятского прогиба в связи с их нефтеносностью. Под ред. А.С. Махнача. Минск, Наука и техника, 1966.
9. Монкевич К.Н. Пермские и триасовые отложения Припятского прогиба. Минск, Наука и техника, 1976.
10. Особенности геологического строения и перспективы нефтеносности надсолевых отложений девонского и каменноугольного возраста Припятского прогиба /В.М. Салажев, В.Ф. Карташев, В.А. Москвич, И.Е. Котельников. - Геология нефти и газа, 1977, № 1 , с. 42-47.
11. Перспективы и направления нефтепоисковых работ в надсолевых отложениях Припятского прогиба /П.Д. Жуков, Л.А. Демидович, Л.Ф. Гармашева, В.В. Панов. - В кн.: Направления нефтепоисковых и разведочных работ в Припятском прогибе. Минск, 1977, с. 148-163.
12. Поиски залежей нефти и газа в надсолевых отложениях Припятского прогиба /Н.И. Буялов, К.Н. Гнедин, В.А. Сутягин, К.В. Фомкин. - РНТС. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтегаз. геол. и геофиз., 1974, № 6, с. 16-21.
13. Рынский М.А. Условия формирования нефтяных месторождений Припятской впадины. - Автореф. дис. на соиск. ученой степени канд. геол.-минералог, наук, М., 1974 (ВНИГНИ).

Таблица

Состав и свойства нефтей различных зон Припятской впадины

* При температуре 80 °С.
** ” ” 50 °С.