В соответствии с общей оценкой перспектив нефтегазоносности и особенностями размещения прогнозных запасов УВ в ПНР геологоразведочные работы на нефть и газ в истекшем пятилетии осуществлялись в основном в Карпатском (Карпаты с предгорьем) регионе, а также в ряде районов Польской низменности (Равич-Остжешувском, Познаньско-Яроцинском, Западно-Поморском и др.). В небольших объемах эти работы проводились в Люблинской впадине, где поиски были направлены на выяснение геологического строения и нефтегазоносности терригенных и карбонатных пород карбона и девона.

В Карпатском регионе основными объектами поисков и разведки были отложения миоцена, верхнего мела и верхней юры. На Польской низменности главными объектами [3] оставались терригенный комплекс красного лежня (нижняя пермь), карбонатные толщи цехштейна (главный доломит) и частично отложения карбона ( рис. 1 ).

С целью последовательного наращивания запасов углеводородного сырья геологоразведочные работы осуществлялись как в пределах уже известных нефтегазоносных районов, характеризующихся относительно высокой концентрацией потенциальных ресурсов, так и в малоизученных, но достаточно перспективных районах для выявления новых зон нефтегазонакопления, в том числе глубокозалегающих (более 5 тыс. м).

Для решения указанных выше задач в истекшем пятилетии Нефтегазовым объединением широким фронтом проводились региональные и поисково-разведочные работы.

Региональные работы (5 тыс. км сейсмических профилей и 125 тыс. м параметрического бурения) способствовали дальнейшему изучению геологического строения недр, а также выяснению основных критериев нефтегазоносности новых зон и районов. Наиболее важный результат их - выявление антиклинальных структур по горизонту Z1 в Зеленогурском прогибе (к западу от Равича), на моноклинали Варта (к северу от Бука), на Гельневском валу, в районе Рава-Мазовецких поднятий, а также по горизонту Z₂ в Западно-Поморском районе и открытие ряда нефтяных и газовых месторождений.

Сейсмическими площадными работами (более 33 тыс. км) в 1976-1980 гг. подготовлено к бурению 120 структур. За этот же период в поисковое бурение было введено 159 структур. Пробурено 640 скважин, из которых 269, или 42,2 °/о, оказались продуктивными. Промышленные притоки газа получены в 237, а нефти в 32 скважинах. В результате за пятилетие было открыто 51 месторождение, в том числе 45 газовых и 6 нефтяных.

Все нефтяные и 28 газовых месторождений открыты в известных газонефтеносных районах Польской низменности. Кроме того, на месторождениях Карпатского региона в истекшем пятилетии выявлено 55 (48 газовых и 7 нефтяных) залежей, как правило небольших.

Наиболее крупное из открытых на Польской низменности в 1976-1980 гг. месторождений газа Жухлувское. Оно расположено в Равич-Остжешувском районе к западу от месторождения Гура. Глубина залегания продуктивного горизонта 1300-1500 м. Газ содержит 59,2 % метана и 38,9 % азота. Дебиты скважин от 400 до 700 тыс. м³/сут. Залежь газа приурочена к высокопористым (15-20 %) песчаникам терригенных отложений красного лежня (саксона) с проницаемостью 0,2-0,25 мкм². Среди новых нефтяных месторождений можно отметить Высока Каменску (1979 г.), Дашево и Блотно (1980 г.) в Западном Поморье и Гай (1979 г.) в Познаньском районе. Месторождения связаны с отложениями главного доломита цехштейна. Коллекторами служат порово-трещинно-кавернозные карбонатные породы. Следует отметить, что в районе площади Дашево имеется ряд структур, перспективных в нефтеносном отношении.

Перечисленные открытия за пятилетие дали прирост запасов - 54,95 млрд. м³ газа и 0,7 млн. т нефти. Геологическая эффективность поисково-разведочных работ составила 36 т/м условного топлива. Все это обеспечило добычу 34 млрд. м³ газа и 1,8 млн. т нефти, что соответствует запланированным уровням.

За истекшее пятилетие центр тяжести газонефтедобычи переместился с Карпатского региона на Польскую низменность. Средняя глубина бурения к концу периода составила 2344 м. По состоянию на 1/1 1981 г. самой глубокой в ПНР была параметрическая скв. ИГ-1 Торунь, достигшая 5904 м. В настоящее время самой глубокой является скв. ИГ-1 Чаплинек глубиной 6006 м.

Оценивая результаты геологоразведочных работ 1976-1980 гг., следует отметить исключительную важность полученной геолого-геофизической информации, определившей пути дальнейшего изучения геологического строения и нефтегазоносности малоизученных, но перспективных районов ПНР. В новой пятилетке (1981-1985 гг.), наряду с поисково-разведочными работами в старых газонефтедобывающих районах страны намечается комплекс геофизических и поисковых работ, направленных на изучение нефтегазоносности новых зон и районов на Польской низменности и в Карпатском регионе. Предусматривается пробурить 1,5 млн. м глубоких скважин, выполнить 25 тыс. км сейсмических профилей.

Большую часть этих объемов (65 % бурения и 80 % сейсморазведки) планируется разместить на Польской низменности, которая, согласно полученным при совместных советско-польских исследованиях результатам, наиболее перспективна. Здесь сосредоточено около 80 % прогнозных - запасов газа и 40 % нефти. Работы в этом регионе будут направлены в основном на изучение нефтегазоносности палеозойского и частично мезозойского комплексов.

Поскольку около 65 % прогнозных запасов УВ на Польской низменности сконцентрировано на глубинах более 3000 м, проведение поисковых работ в 1981 -1985 гг. в соответствии с техническими возможностями предусматривается прежде всего на структурах, расположенных на глубинах до 3500 м, с последующим увеличением глубины поисков.

В этот же период для уверенной интерпретации результатов сейсмических исследований и выяснения промышленной газонефтеносности перспективных зон и площадей предусматривается увеличение объемов и расширение районов осуществления параметрического бурения, в частности до глубин 4000-7000 м. Это, в свою очередь, позволит подготовить новые объекты для поисков газа и нефти.

К основным районам размещения поисково-разведочных работ в 1981-1985 гг. относятся ( рис. 2 ):

1. Зеленогурский прогиб - поиски газовых месторождений в отложениях красного лежня и известняка основания цехштейна на территории от Всховы до Остжешува. Глубина поисков 1400-2000 м;
2. моноклиналь Варта (северный склон Вольштынского вала) - поиски залежей газа в отложениях красного лежня и нефти в толще главного доломита цехштейна. Глубина бурения 2500-3500 м;
3. Западно-Поморский район (зона Камень Поморский - Гожислав - Высока Каменска - Бялогард) - дальнейшие поиски залежей газа в отложениях карбона, красного лежня и нефти в породах главного доломита. Глубина поисков 2500-4000 м;
4. остальная территория Пермского региона ПНР - проведение в основном региональных работ и бурение параметрических скважин с целью подготовки новых районов и объектов для поисков газовых и нефтяных залежей в пермских отложениях. Советско-польские исследования 1976-1980 гг. показали, что основного внимания заслуживает Среднепольская зона поднятий и в первую очередь Куявско-Гельневский вал. Здесь сейсморазведкой уже выявлен ряд сравнительно крупных высокоамплитудных антиклинальных структур (Букув, Будзишевице, Кутно, Пловце, Кшивосендз и др.), перекрытых мощной толщей цехштейна. При наличии благоприятных пород-коллекторов с ними могут быть связаны относительно крупные залежи газа в отложениях красного лежня. Кроме того, в пределах Куявско-Гельневского вала к предцехштейновым палеоструктурным формам могут быть приурочены органогенные постройки, содержащие нефтяные залежи в отложениях главного доломита цехштейна. Глубина бурения 5000-7000 м;
5. Варшавский склон. Проводящиеся в настоящее время исследования (ВНИГНИ-Геонафта) показали, что отложения карбона перспективны в газоносном отношении именно на Варшавском склоне, где они залегают непосредственно под толщей цехштейна или под маломощными (до 50 м) отложениями красного лежня. Весьма важной является северо-восточная зона выклинивания верхнекарбоновых отложений, перекрытых региональным экраном соленосного цехштейна и подстилающихся мощными глинами силура. В этой зоне могут быть развиты ловушки литолого-стратиграфического типа с залежами газа промышленного значения. Глубина поисков 3500-4000 м;
6. Люблинская, Меховская впадины. Балтийская синеклиза - бурение единичных скважин на девон в Люблинской и Меховской впадинах и на кембрий - в Балтийской синеклизе, Люблинской впадине (зона Коцка) и на Варшавском склоне. Глубина бурения 3000-4000 м.

В Карпатском регионе основное внимание будет уделено поискам залежей газа в отложениях миоцена, а в предгорье Карпат - залежей нефти и газа в мезозойско-палеозойских и нижнемиоценовых образованиях. Кроме того, с целью поисков и изучения перспективных структур в глубокозалегающих горизонтах флиша, в частности структур типа Борислава, Рыманова, Слопниц, будет осуществляться бурение параметрических скважин.

Реализация этого плана работ в 1981 - 1985 гг. не только позволит удержать достигнутый уровень добычи газа и нефти, но и обеспечит ее рост.

Успешное решение указанных задач в значительной мере будет определяться степенью познания условий формирования залежей и закономерностей их размещения в пространстве.

Подсолевые терригенные отложения красного лежня, регионально газоносные на обширных пространствах Среднеевропейской нефтегазоносной провинции, характеризуются своеобразными условиями залегания, размещения залежей и зональностью химического состава УВ (рис. 3).

Сложенные в основном красноцветными образованиями, формировавшимися, как правило, в условиях временных потоков и рек, а также аллювиально-дельтовых равнин, эти отложения характеризуются широким развитием коллекторов, экранируемых мошной толщей верхнепермских, преимущественно галогенных образований цехштейна.

В то же время окислительная обстановка среды, в которой происходило накопление нижнепермских терригенных отложений, а также крайне низкое содержание в них рассеянного ОВ (меньше 0,1 %) исключают сингенетичный характер УВ в этом комплексе.

Геологические и геохимические материалы свидетельствуют о том, что основным источником генерации газа и формирования залежей в нижнепермском комплексе являлась угленосная формация подстилающих верхнекаменноугольных, а возможно, и более древних отложений [4]. Широкое проявление в разрезе угленосных пород и регионально благоприятные термодинамические условия развития процессов углефикации позволяют считать, что процессы газообразования здесь протекали в значительных масштабах, что подтверждается результатами количественной оценки. Исключением, по-видимому, являются лишь те районы, где высокая степень катагенеза ОВ была достигнута до того, как появилась возможность для аккумуляции УВ и сохранения залежей в отложениях перми. К таким районам прежде всего следует отнести области развития герцинской складчатости, а также районы интенсивного проявления магматических процессов в нижнепермское время.

Одной из закономерностей в размещении газовых залежей является приуроченность их преимущественно к зонам развития мощных газоматеринских толщ карбона, а также увеличение количества азотных газов в залежах по мере удаления последних от основных зон и источников генерации.

Отмеченную выше закономерность, в том числе зональность распределения свойств газов в залежах, можно полностью отнести и к юго-восточной части Среднеевропейской впадины, расположенной на территории ПНР.

Залежи газа здесь концентрируются в основном в двух районах - в пределах Зеленогурского прогиба (месторождения Богдай-Уцехув, Заленче, Тархалы и др.) и северного склона Вольштынского вала Предсудетской газоносной области (Гродзиск, Уязд, Буковец и др.). В первом случае они приурочены к системе относительно высокоамплитудных (до 100 м и более) длительно развивавшихся поднятии, содержащих газ с большой (до 40-45%) примесью азота ( рис. 3 ). Наоборот, в северных районах области содержание азота в газах резко сокращается и не превышает 20- 25 %. Одновременно уменьшаются площадь к амплитуда ловушек.

Как в первом, так и во втором случае коэффициент заполнения ловушек газом, как правило, составляет 0,7-0,8. Некоторые ловушки вообще обводнены. Все вышеизложенное свидетельствует о весьма сложном характере протекавших здесь процессов миграции и аккумуляции УВ.

Изучение отмеченных выше особенностей и закономерностей приобретает весьма важное практическое значение. На основании изучения эпигенетических изменений пород, с учетом прекращения или резкого замедления вторичных процессов при вытеснении углеводородами пластовых вод из активного порового пространства коллектора, устанавливаются определенные различия, в том числе цикличность и разновременность формирования залежей, обусловленные, по всей вероятности, спецификой протекавших процессов миграции и аккумуляции УВ.

Изучение эпигенетических преобразований на примере месторождения Тархалы (Зеленогурский район) показало, что эпигенез песчаников наименее выражен в верхней части залежи. Карбонатная часть цемента здесь очень слабо затронута перекристаллизацией, количество вторичного кварцевого цемента минимальное. Здесь же наблюдается относительно более свободное расположение обломочных зерен и слабое преобразование контактов зерен первичного типа во вторичные. Эти особенности свидетельствуют о том, что эпигенетические изменения в верхней части залежи были прерваны на относительно раннем этапе геологической истории бассейна.

В нижней, приконтурной части залежи аналогичные изменения выражены более интенсивно. Резко возрастает плотность расположения обломочных зерен в песчаниках, сопровождающаяся интенсивным преобразованием первичных контактов зерен во вторичные - конформные и инкорпорационные.

Все это является несомненным доказательством вторичного, более позднего заполнения ловушки газом.

Еще интенсивнее развитие вторичных изменений пород в законтурной части месторождения, в связи с чем карбонатная часть цемента здесь подверглась почти полной перекристаллизации. Заметно возрастает также количество вторичного кварца, увеличивается плотность расположения обломочных зерен и повышается процент их контактов вторичного типа. Таким образом, можно полагать, что формирование газовых залежей в южных районах Предсудетской газонефтеносной области, по всей вероятности, осуществлялось в два этапа, между которыми был значительный перерыв.

Аналогичные исследования, проведенные на месторождении Гродзиск (Познаньский район), показывают, что в северных районах области отчетливо фиксируется лишь одна фаза аккумуляции УВ. Это подтверждается отсутствием заметных различий в интенсивности эпигенетических изменений вмещающих газ отложений внутри залежи. Такие различия становятся заметными лишь при сравнении их с законтурной ее частью. Используя методики определения времени формирования залежей на основе интерпретации интенсивности процессов преобразования первичных контактов обломочных зерен ( рис. 4 ) и оценки критических глубин возможного начала возникновения контактов вторичного типа [1, 2], удалось установить, что первый этап формирования залежей был связан в основном с нижнемеловой эпохой, тогда как завершающий этап образования газовых скоплений приходился на рубеж палеоген-неогеновой истории бассейна.

Оба эти этапа были тесно связаны с крупными тектоническими движениями, сопровождавшимися региональной перестройкой структурных планов.

Так, например, длительное и устойчивое погружение, обусловившее накопление в южной части бассейна мощной (до 3000 м) толщи осадочных пород, в нижнемеловое время сменяется положительными движениями земной коры, охватившими всю область Предсудетской моноклинали.

В результате в районах, расположенных ближе к Судетским горным сооружениям, денудация осадков достигла 600 м. К северу от Вольштынского вала она в этот период не превышала 150 м.

Позднее, в верхнемеловое время, вновь наблюдается преобладание нисходящих движений и накопление мощной толщи карбонатных пород.

Палеогеновый период знаменуется новой инверсией тектонического режима и интенсивным размывом верхней части разреза, примерно с одинаковой амплитудой (до 600 м) как в северных, так и в южных районах Предсудетской газонефтеносной области. В Среднепольской зоне поднятий амплитуда инверсии достигает 1200-1500 м.

Таким обратом, весьма отчетливо прослеживается генетическая связь этапов формирования залежей газа с этапами инверсионных движений рассматриваемых участков земной коры, сопровождавшихся общим снижением пластовой энергии гидродинамических систем и, как следствие, выделением растворенных в них газов в свободную фазу.

Отсутствие первой фазы аккумуляции газа в районах, расположенных к северу от Вольштынского вала, свидетельствует, по всей вероятности, о том, что в пределах центральной части бассейна нарушение фазового равновесия системы, вызванного общим подъемом территории, оказалось недостаточным для выделения водорастворенных газов в свободную фазу. Вероятно, это обстоятельство оказало решающее влияние не только на характер и стадийность заполнения ловушек газом, но и на физико-химический состав газов в залежах.

В условиях глубин, соответствующих формированию газовых залежей Польской низменности, растворимость метана в пластовых водах почти в 2 раза превышает растворимость азота, В этом случае нарушение гидродинамического равновесия, вызванное активизацией тектонических движений и подъемом обширной территории Польской низменности в нижнемеловое время, должно было привести к перемещению значительных объемов пластовых вод в сторону снижения потенциалов энергий.

При этом по мере движения и снижения давления выделявшиеся газы, в первую очередь азот, могли улавливаться ловушками, расположенными на южном борту Вольштынского вала, чем, вероятно, и объясняется широкое распространение здесь газов метаново-азотного состава.

Надо полагать, что кроме этого, значительное содержание азота в газовых залежах этого района связано с возможным поступлением по разломам азота глубинного генезиса, на что указывает, в частности, присутствие в залежах аргона, гелия и паров металлической ртути.

В пределах северного склона Вольштынского вала в силу отмеченных выше особенностей выделение газа на этом этапе по всей вероятности, было весьма ограниченным, что подтверждается отсутствием, ранних эпигенетических изменений пород на месторождении Гродзиск.

Новый этап миграции и аккумуляции УВ вызванный дальнейшей активизацией тектонических движений на рубеже палеоген-неогенового времени (т.е. спустя примерно 70 млн. лет), в отличие от первого этапа характеризовался региональным нарушением гидродинамического равновесия системы на всей площади аккумуляции УВ как иа юге, так и на севере Польской низменности. Особенно сильно оно проявилось в Среднепольской зоне поднятий.

В результате значительного снижении пластовых давлений и температур выделявшийся из воды газ, содержащий наряду с азотом значительные количества метана, вторично аккумулировался ловушками в южных районах бассейна и первоначально заполнял локальные структуры северного склона Вольштынского вала, а также все структуры в пределах Куявско-Гельневского вала (Среднепольская зона поднятий).

Исследования достаточно убедительно показывают также, что в момент окончательного формирования газовых залежей локальные поднятия были заполнены газом полностью.

Сокращение же объемов газа произошло, видимо, позднее в результате последующего погружения окончательно сформированных залежей в неоген-четвертичное время.

Такова, на наш взгляд, общая принципиальная схема образования залежей, позволяющая оптимистически оценивать перспективы газоносности нижнепермских, а возможно, и более древних отложений рассматриваемой территории.

При этом, как следствие, особое значение приобретают районы испытавшие региональные положительные движения именно на рубеже палеоген-неогеновой истории бассейна, способствовавшие, в свою очередь, не только интенсивной дегазации пластовых вод, но и аккумуляции преимущественно углеводородных газов. В связи с этим необходимо продолжить комплексные научные исследования, совершенствовать разработку критериев оценки перспектив нефтегазоносности, а также ускорить региональные геофизические и буровые работы для практического выяснения промышленной газонефтеносности перспективных горизонтов в новых районах (в том числе и на больших глубинах залегания структур Куявско-Гельневского вала).

1. Влияние эпигенетических процессов на параметры коллекторов и покрышек в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности/Б.А. Лебедев, Г.В. Аристова, Е.Г. Бро и др. - Труды ВНИГРИ. Л., 1976, вып. 361.
2. Логвиненко H.В. Петрография осадочных пород. М., Высшая школа. 1974.
3. Новые данные о перспективах газоносности нижнепермских терригенных отложений Польши/С.П. Максимов. П.В. Анцупов, Г.X. Дикенштейн и др. Сов. геология, 1980, № 7. с 32-40.
4. О происхождении высокоазотных залежей газа /С.П. Максимов, Е. Мюллер, Т.А. Ботнева и др. - Сов геология, 1975, № 1, с. 111-116.

Границы распространения отложений: 1 - красного лежня (P₁); 2 - цехштейна (Р₂); 3 - линия Тейссейре-Торнквиста; 4 - крупнейшие структуры - зоны прогибов, поднятий, моноклинали: I - шовная зона Тейссейре-Торнквиста, II- Полчинско-Ловичская зона прогибов; III - Среднепольская зона поднятии, IV- Щецинско-Лодзинская зона прогибов, V - моноклиналь Барта, VI- Вольштынский вал, VII - Зеленогурский прогиб, VIII - периклиналь Жар; 5 - крупные поднятия и прогибы: IIа - Полчинский прогиб, IIб - Ловичский прогиб, IIIа - Поморский вал, IIIб - Куявский вал, IIIв - Гельневский вал, IVа - Щецинский прогиб, IVб - Лодзинский прогиб, IVв - Меховский прогиб; 6 - поднятия, плакантиклинальные цепи и мульды: II₁ - Колобжегское поднятие, III₁ - Камень-Поморское; III₂ - Реско, III₃ - Щецинское. III₄ - Пильское, III₅ - Забартово. V1 - Рокетницкое поднятие, V₂ - Львувекская плакантиклинальная цепь; V₃ - Бук-Стеншевская, V₄ - Буковецкая. V₅- Калее-Яроцинская, V₆ - Ивановицкая плакантиклинальная цепь, VI₁ - Мыслибужское поднятие, VI₂ - Цихр. VI₃ - Збоншин-Косцянское, VI₄ - Погожельское, VI₅ - Остжешувское, VII₁ - Кособудское, VII₂-Кожуховское, VII₃ - Равичское поднятие, VII₄ - Ласковицкая мульда; 7 - локальные структуры: М - Миховице, РМ - Рава Мазовецкая, Бя - Бялынин. Кш - Кшивосендз; Пл - Пловце, Кл - Клобиа, Кут- Кутпо, Рог Рогожино, Св - Свинокеж, Буд - Будзишевице, Н - Невядув, Т - Томашув Мазовецкий, БС - Букув северный, Бук - Букув, За - Закжинь. Зд - Здуньска Вола, Сен - Сеньковице; 8 - месторождения нефти и газа: Веж - Вежхово, Тш - ТшеБуш, Гож - Гожислав, П - Петрикозы. Даш - Дашево, Вж - Вжосово. Св - Свежно. Р-Реково, Me - Мендзыздрое, Бл - Блотно, ВК - Высока Каменска, КП - Камень Поморский, Ун - Уникув, Су - Суленцин, Ба - Бабимост, Ко - Косцян, Жак - Жаково. Зб - Збоншин. Кон- Конколево, Гу - Гура, Жух - Жухлув, Рав - Равич, Зал - Заленче, Бу - Богдай-Уцехув; 9-разломы

1 - содержание метана >75 %, 2 - то же от 50 до 75 %, 3 - то же < 50 %; 4 - предполагаемые направления миграции флюидов; 5 - изогипсы кровли цехштейна, м: 6 - ось Вольштынского вала; 7 - месторождения газа

1 - Зеленогурская впадина; 2 - северный склон Вольштынского вала