|
УДК 553.982:550.812(476.2) |
Перспективы развития поисково-разведочных работ в Припятском прогибе
Б. А. СОЛОВЬЕВ, М. Б. КЕЛЛЕР, О. В. СНЕГИРЕВА (ВНИГНИ)
Припятский прогиб - один из важных нефтедобывающих районов запада европейской части СССР. На начало 1984 г. здесь было пробурено около 900 глубоких скважин суммарным объемом более 3.2 млн. м. Установлена структурная неоднородность прогиба. В его составе выделены три тектонические зоны: Северная, Центральная и Южная. Они отделяются друг от друга крупными региональными разломами и характеризуются интенсивной раздробленностью. В результате проведенных нефтепоисковых работ установлен различный характер тектонических зон. Всего в регионе открыты 33 месторождения нефти, из них 32 - в Северной зоне. Это определило высокую (75 %) степень освоенности ресурсов УВ последней. Совершенно ясно, что дальнейшее развитие сырьевой базы нефтедобывающей промышленности Припятского прогиба не может быть обеспечено лишь за счет доразведки ресурсов УВ в Северной зоне. Необходимо выявление геологических предпосылок для перевода прогнозных ресурсов других частей региона в промышленные категории. Однако проведенные поиски залежей УВ в Центральной и Южной зонах, несмотря на задолженность значительных объемов глубокого бурения (соответственно около 20 и 10 % от общего объема в прогибе), оказались почти безрезультатными: было открыто лишь одно небольшое Комаровичское месторождение нефти, а также обнаружено несколько непромышленных нефтяных скоплений. Низкая эффективность поисковых работ за пределами Северной зоны разными исследователями объясняется неодинаково. Анализируя результаты исследований К.В. Фомкина, В.Н. Бескопыльного, Р.Е. Айзберга и др., можно сделать вывод, что в Центральной и Южной зонах время генерации УВ совпало с дизъюнктивным этапом развития поднятий и их значительными структурными перестройками вследствие изменения региональных наклонов, что препятствовало образованию здесь крупных скоплений УВ. К.А. Клещев [4] считает, что миграция УВ в Южной и Центральной тектонических зонах, в противоположность Северной зоне, проходила в относительно ранние этапы их развития и к моменту активизации тектонических движений и появления достаточно надежных ловушек основная масса УВ в рассматриваемых зонах была рассеяна. В.В. Печерников и И.М. Шахновский [5], проанализировав термобарические условия продуктивных толщ, а также активность неотектонических подвижек современной поверхности Припятского прогиба, пришли к заключению, что нефтяные месторождения Северной зоны сформировались в новейшее время, а в Центральной и Южной зонах для образования таких месторождений условий не было. Существовавшие же здесь, возможно, более ранние залежи УВ были разрушены. Некоторые геологи (В.А. Богино, З.Л. Позднякевич, Б.Р. Кусов, С.П. Микуцкий, Л.А. Демидович и др.), рассмотрев формирование и размещение залежей УВ в Южной и Центральной зонах Припятского прогиба, пришли к выводу о существенном влиянии тектонических движений на их консервацию. Отмечено также соответствие физико-химических особенностей нефтей обнаруженных залежей гидрохимической обстановке их залегания. Этими же исследователями указано на возможность выявления и менее тяжелых нефтей на погруженных участках рассматриваемых зон Припятского прогиба.
Таким образом, все исследователи пришли к одинаковому заключению, что в каждой из тектонических зон Припятского прогиба в те или иные отрезки геологической истории проходили процессы генерации и миграции УВ. Следовательно, остается выяснить возможность аккумуляции и сохранения залежей УВ в ловушках за пределами Северной зоны. Это принципиально для определения направлений дальнейшего развития поисковых работ в регионе.
Наиболее интересна в этом отношении Южная тектоническая зона (рис. 1), поскольку максимальные (5-5,5 км) мощности осадочного чехла ее и Северной зоны сопоставимы. В Южной зоне еще в 50-е годы на Ельской площади из внутрисолевого прослоя песчаников, вскрытых скв. 2 (2431-2432 м), впервые в регионе был получен приток сернистой (5,03 % серы), смолистой нефти дебитом 16 м3/сут, плотность ее 0,879 г/см3. Впоследствии в Южной прибортовой зоне, прилегающей к Украинскому щиту, были открыты непромышленные нефтяные залежи на Восточно-Выступовичской и Радомлянской площадях. На первой из них из песчаников задонско-елецкого горизонта в скв. 3 (2123-2132,5 м) был получен приток нефти (3 м3/ сут) с водой. Нефть тяжелая (0,932 г/ см3), сернистая (1,81 %), парафинистая, высокосмолистая. Воды, подстилающие залежь, характеризуются высокой минерализацией (316 г/л), значительной сульфатностью (до 804 мг/л) и повышенным содержанием аммония (194 мг/л). Предполагается активное воздействие приконтурных вод на нефтяную залежь вследствие невысокой гидрогеологической закрытости недр на рассматриваемом участке. Аналогичная непромышленная нефтяная залежь обнаружена в межсолевых отложениях и на Радомлянской площади. Здесь при их опробовании в скв. 14 (1912-1924) был получен приток тяжелой (0,93 г/ см3), сернистой (1,21 %), смолистой нефти дебитом 8,3 м3/сут. На западе Южной зоны (Липлянская площадь) при опробовании испытателем пластов верхов межсолевой толщи (1976-2026 м) отмечены признаки газоносности.
Возникает вопрос, существуют ли в Южной зоне предпосылки обнаружения промышленных скоплений УВ? Чтобы ответить на него, необходимо выполнить сравнительный анализ геологического строения Северной и Южной тектонических зон, затем на основании его установить критерии оценки перспектив выявляемых ловушек последней. Детальное изучение геологического строения тектонических зон Припятского прогиба позволило выявить принципиальные отличия в истории их геологического развития, структуре, геотермических и геохимических условиях и сформулировать на этой основе закономерности, контролирующие формирование и размещение скоплений УВ в них.
История геологического развития Припятского прогиба в девонское время характеризуется неоднократной сменой знака тектонических движений и миграцией зон максимального прогибания в субширотном и субмеридиональном направлениях. В девоне в развитии прогиба могут быть выделены существенно различающиеся доавлакогеновый (живетско-семилукский) и авлакогеновый (алатырско-фаменский) этапы. В это время Припятский прогиб возник как единая депрессия, а затем был дифференцирован на три тектонические зоны, характеризовавшиеся определенной асинхронностью развития.
На доавлакогеновом этапе на месте современного Припятского прогиба находилась плоская впадина с субмеридиональным распространением фациальных зон и соответствующим положением оси максимального прогибания. Субширотная структурная дифференциация прогиба в это время практически не прослеживается.
Авлакогеновый этап развития Припятского прогиба, начавшийся после регионального предалатырского перерыва, характеризуется общей субширотной структурной зональностью, хотя в изменении мощностей алатырских отложений и их литолого-фациального состава все еще проявляется субмеридиональная зональность. Обособление Южной зоны фиксируется в палеоструктуре воронежских и евлановских отложений. Наиболее четко это отмечается в распределении мощностей нижней (ливенской) соленосной толщи. Здесь, судя по палинологическим данным, накопление соли началось раньше, чем в Северной зоне. При этом ее мощность (до 950 м) примерно в 3 раза превысила мощность нижней соли в Северной зоне, т.е. в ливенское время центр прогибания Припятского прогиба располагался в Южной зоне. Задонско-елецкое время в развитии Припятского прогиба характеризовалось активными тектоническими подвижками по субширотным краевым и региональным (внутрибассейновым) разломам, что привело к обособлению Северной и Центральной тектонических зон. Наиболее интенсивно и дифференцированно прогибалась Северная зона, в пределах которой в депрессиях отлагались карбонатные и карбонатно-глинистые осадки мощностью до 900 м, а на выступах формировались органогенные постройки. В Южной зоне в это время наиболее активно прогибалась ее прибортовая часть, где накопилось до 900 м терригенных отложений. К северу зоны происходит значительное сокращение мощностей этих пород, иногда вплоть до полного их выклинивания. В этом же направлении уменьшаются количество и мощность песчаных прослоев. Можно предполагать, что область активного прогибания Южной зоны в задонско-елецкое время была с севера ограничена грядой морфологически чётко выраженных поднятий. Западный, относительно приподнятый участок был отделен от остальной территории Южной зоны уступом, вдоль которого сформировались органогенные постройки.
Центральная часть Припятского прогиба в задонско-елецкое время (особенно в раннезадонское) оставалась несколько приподнятой по отношению как к Южной, так и к Северной тектонической зоне.
В лебедянское время темп погружения Южной зоны был менее интенсивным, чем Северной и Центральной. Мощность верхней соленосной толщи в Южной зоне достигает 2,5 против 3,5 км в Северной. Максимальные амплитуды погружения Южной и Северной тектонических зон в данковско-четвертичное время приблизительно одинаковы - до 800-900 м в их восточных частях.
Следовательно, асинхронное прогибание Южной и Северной тектонических зон обеспечило близкие результирующие величины амплитуд погружения.
Опускание сопровождалось катагенетическим преобразованием ОВ подсолевой и межсолевой толщ. Подсолевые отложения Южной зоны характеризуются развитием ОВ сапропелевого и гумусово-сапропелевого типов. Содержание Сорг в породах колеблется от 0,35 до 5,79 %, составляя в среднем 0,7 % [3]. При этом более раннее (ливенское) и более активное прогибание Южной зоны по сравнению с Северной могло обеспечить значительную генерацию УВ уже в раннелебедянское время. К концу его амплитуда погружения подсолевых пород достигла 4 км, а степень катагенеза ОВ, судя по имеющимся данным [1],- стадии МК1, что сопоставимо с соответствующими показателями Северной зоны. Во время активизации тектонических движений в данковское и каменноугольное время происходила, очевидно, активная эмиграция УВ из материнских подсолевых пород. Последняя совпала с периодом структурных перестроек, прежде всего наиболее крупных и высокоамплитудных поднятий, рассматриваемой зоны, особенно ее южного борта, сопряженного с высокоподнятым Украинским щитом, что могло оказать негативное влияние на условия аккумуляции и консервации наиболее миграционно подвижных легких УВ. Однако прямых данных о характере залежей и составе нефтей подсолевых отложений Южной зоны в настоящее время нет. Тем не менее можно предполагать, что нефти залежей наиболее контрастных структур рассматриваемого комплекса Южной зоны будут иметь большую плотность и вязкость и пониженный газовый фактор по сравнению с нефтями Северной зоны. Таким образом, несмотря на сходство термобарических условий генерации УВ в подсолевых отложениях Южной и Северной тектонических зон, качество их нефтей может оказаться существенно различным. В то же время миграция УВ из наиболее опущенных частей Южной зоны могла привести к формированию залежей легких нефтей на ее северном склоне, в наиболее пассивных, малоамплитудных структурах, а также в ловушках неантиклинального и комбинированного типов. Анализ палеогеотермической обстановки последующих этапов развития Южной зоны указывает на остывание недр этой территории до температур не выше 70-80 °С, что препятствовало процессу дальнейшего преобразования ОВ и поступлению новых порций легких УВ в сформированные нефтяные залежи. Межсолевые задонско-елецкие отложения Южной зоны характеризуются содержанием ОВ смешанного гумусово-сапропелевого и сапропелево-гумусового типов и относительно высокой степенью его изменения до стадии катагенеза MK1-МК2. Содержание Сорг в среднем составляет около 2 %, варьируя от 0,76 до 5,5 % [2]. В принципе условия формирования залежей УВ для межсолевого и подсолевого комплексов, по-видимому, идентичны.
Наиболее существенное различие заключается в степени катагенетической преобразованности ОВ. Характерно, что битумоиды межсолевых отложений Южной зоны содержат больше смол и асфальтенов по сравнению с битумоидами одновозрастных пород Северной зоны, что может свидетельствовать как о вторичном изменении битумоидов за счет гипергенных факторов, так и о влиянии литологического состава вмещающих пород и условий осадконакопления [2]. К концу фамена задонско-елецкие образования были погружены до глубин 3-3,4 км. Генерация УВ происходила, очевидно, в конце девона - раннем карбоне, после чего отмечалось общее остывание Южной зоны. Наиболее благоприятные условия для формирования залежей УВ в межсолевых отложениях отмечаются в погруженной части Южной зоны. Для аккумуляции и сохранения этих залежей в крупных структурах межсолевого комплекса еще большее значение, чем в подсолевом комплексе, имеет фактор их тектонической активности. Перестройка структурных планов на рубеже карбона и перми вела к переформированию первичных скоплений УВ, разгерметизации ловушек с потерей нефтяными залежами их легких фракций в пределах наиболее мобильных участков Южной зоны, прежде всего в ее прибортовой части. Лишь в отдельных блоках наиболее крупных и приподнятых структур сохранились залежи малоподвижных нефтей.
Для межсолевого, как и рассмотренного выше подсолевого комплекса, наиболее оптимальные условия сохранения залежей УВ будут отмечаться в тектонически стабильных, наименее затронутых активными движениями ловушках (рис. 2). К ним относятся как погребенные пассивные антиклинальные ловушки, так и литологические, стратиграфические и комбинированные. В них можно ожидать выявления первичных залежей легких нефтей.
Таким образом, для Южной зоны, в противоположность Северной, основным направлением работ должны быть поиски залежей, связанных с тектонически пассивными ловушками. Для реализации этого направления работ в Припятском прогибе коллективы ВНИГНИ, БелНИГРИ и Управления геологии БССР разработали детальную программу научно-исследовательских геолого-геофизических исследований, реализация которых может привести к открытию в Южной тектонической зоне Припятского прогиба промышленных залежей УВ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Ажгиревич А.Ф. Стадии литификации пород межсолевых и подсолевых девонских отложений Припятской впадины.- В кн.: Литология, геохимия и фации верхнего протерозоя и палеозоя БССР. Минск, 1979, с. 82-96.
2. Жуков П.Д., Гармашева Л.Ф., Свидерский Э.И. Оценка перспектив нефтегазоносности межсолевых отложений южной части Припятского прогиба по химико-битуминологическим данным.- В кн.: Особенности строения и нефтегазоносности центральной и южной частей Припятского прогиба. Минск, 1981, с. 107-113.
3. Жуков П.Д., Никуленко Н.Ф. Геохимия пород и нефтей продуктивных горизонтов Припятской впадины как основа прогнозирования перспектив нефтегазоносности.- В кн.: Особенности строения и нефтегазоносности центральной и южной частей Припятского прогиба. Минск, 1981, с. 161-168.
4. Клещев К.А. Геологические закономерности размещения зон нефтенакопления в Припятском прогибе.- Труды ВНИГНИ. М., 1981, вып. 230, с. 150-157.
5. Печерников В.В., Шахновский И.М. Причины неравномерного размещения нефтяных месторождений на территории Припятской впадины.- Геология нефти и газа, 1983, № 9, с. 31-35.
Рис. 1. Обзорная структурная карта поверхности межсолевых отложений Южной тектонической зоны Припятского прогиба (по материалам треста Белнефтегазразведка).
1 - изогипсы поверхности межсолевых отложений, м; зоны: 2 - отсутствия межсолевых отложений, 3 - тектонических нарушений; 4 - краевой глубинный разлом; 5 - буровые скважины; 6 - границы зон потери корреляции; 7 - залежи нефти и газа (ВВ - Восточно-Выступовичская, Р - Радомлянская)
Рис. 2. Геологический профиль через среднюю часть Южной тектонической зоны Припятского прогиба.
1 - песчаники; 2 - карбонаты; 3 - глины; 4 - каменная соль (галитовая толща); 5 - каменная соль с прослоями терригенных и карбонатных пород (глинисто-галитовая толща); 6 - фундамент; 7 - разломы; 8 - границы согласного и несогласного залеганий; 9 - возможные залежи нефти в неантиклинальных и тектонически экранированных ловушках преимущественно в относительно пассивных частях Ельской грабен-синклинали; 10 - залежи тяжелых нефтей в тектонически активных частях Южной зоны