Особенности формирования девонских подсолевых и межсолевых нефтяных месторождений Припятского прогиба

0
42
Припятский прогиб и нефть на Гомельщине

Нефтяные залежи Припятского прогиба, выявленные в девонских отложениях, расположены вдоль региональных разрывных нарушений субширотного простирания и ориентированы в том же направлении [1]. Это признак генетической связи формирования указанных залежей с тектоническими подвижками по разломам.

Относительно роли разломов в формировании зон нефтегазонакопления и нефтегазо­вых залежей существуют, в основном, три точки зрения.

Многие исследователи различных нефтегазоносных бассейнов [3, 4, 6] формирование зон нефтегазонакопления и значительную концентрацию запасов углеводородов в их пределах связывают с созидательной ролью разломов. Исследователи не отрицают и того факта, что раз­ломы иногда могут привести к частичному или полному разрушению скоплений нефти и газа.

Представители второй точки зрения утверждают, что разломы не контролируют формирование зон нефтегазонакопления а способствуют частичному или полному разрушению некогда сформированных скоплений углеводородов.

Третья группа исследователей, признавая ведущую роль разломов при вертикальной миграции углеводородов из глубинных зон к поверхности Земли, склоняется к мысли о неор­ганической теории происхождения нефти.

Гаврилов В. П. [6] объясняет наличие указанных противоречий тем, «что влияние региональных разломов на формирование скоплений нефти и газа может быть благоприятное и неблагоприятное и приводить к диаметрально противоположным результатам. По-видимому, это является причиной того, что одни исследователи приводят факты приуроченности зале­жей нефти и газа к разломам земной коры, а другие — факты, доказывающие отсутствие в зо­нах разломов скоплений углеводородов».

Проведенные исследования в Припятском прогибе показывают, что образование на территории прогиба локальных структур по девонским отложениям, в основном, было обусловлено тектоническими подвижками блоков фундамента по разломам. В результате этих движений, существенно усилившихся в авлакогенной стадии развития Припятского прогиба, локальные поднятия по девонским подсолевым отложениям приобрели вид флексур, полу-брахиантиклиналей, осложненных разрывами. Преимущественно они расположены над вос­ходящими блоками фундамента и служили ловушками для нефти и газа.

Вверх по разрезу амплитуды смещения пород по разломам закономерно уменьшаются. Вследствие этого первичное залегание межсолевых отложений значительно менее нарушено разрывными дислокациями, сравнительно с подсолевыми образованиями.

Формирование нефтегазовых ловушек в межсолевых отложениях прогиба происходи­ло не только под влиянием тектонических движений блоков фундамента вдоль широтно­ориентированных разломов, но и в результате проявления соляного тектогенеза во франской соленосной толще. Локальные ловушки нефти в подсолевых и межсолевых отложениях груп­пируются в зоны нефтегазонакопления вдоль региональных субширотных разломов. Вопро­сам формирования залежей нефти в девонских подсолевых и межсолевых отложениях При­пятского прогиба посвящен ряд работ [6, 8, 11].

Тектонические движения по разломам обусловили не только возникновение и развитие структурных форм ловушек для нефти и газа, но также улучшение коллекторских свойств по­род, создание гидродинамического режима пластовых вод и гидрохимических особенностей подсолевых и межсолевых отложений, способствовавших формированию нефтяных залежей.

Влияние региональных разломов на улучшение коллекторских свойств пород вырази­лось в образовании трещин. Как установлено Демидовичем Л. А. [7], трещины прослежива­ются по обе стороны от разломов, и преимущественно ориентированы в вертикальном или близком к нему направлении. Наибольшей трещиноватостью характеризуются породы семи- лукского и задонско-елецкого горизонтов. Интенсивность образования трещин в приразлом­ных зонах зависело от амплитуды и продолжительности тектонических движений по разло­мам. Однако непосредственно в зонах разломов и на расстоянии до первых десятков метров от них коллекторские свойства девонских отложений на преобладающей территории прогиба довольно низкие, что обусловлено нередким «залечиванием» пустотного пространства солью и перемежающимися с ней породами в процессе проявления соляной тектоники. По мере удаления от разломов на 3-4 км число трещин, не выполненных новообразованиями, обычно заметно увеличивается.

Пространственно-временная схема формирования залежей нефти в Припятском про­гибе впервые составлена Бескопыльным В. Н. [2]. Им установлено, что в разных частях При пятского прогиба время генерации жидких углеводородов и начала первичной миграции в коллекторы, было различное. Формирование залежей нефти в северной части прогиба нача­лось значительно раньше, чем в центральной и южной его частях. Так, в девонских подсоле­вых отложениях первичная миграция жидких углеводородов в районе Речицко-Шатилковской тектонической ступени началась в середине ранне-лебедянского, Червонослободско- Малодушинской тектонической ступени — в конце ранне-лебедянского, Зареченско- Великоборской тектонической ступени — в конце лебедянского времени, Петриковско- Хобнинской зоне осевых погруженных выступов и их переклиналей и Шестовичско- Сколодинской и Наровлянско-Ельской тектонических ступеней — в ранне-полесское время. Время формирования девонских подсолевых залежей нефти совпадает с авлакогенной стади­ей тектонического развития территории прогиба.

По данным Бескопыльного В. Н. [2], погруженным частям нижеследующих структур соответствуют: Речицко-Шатилковской ступени — Шатилковская, Червоно-Малодушинской ступени — Василевичская, Заречинско-Великоборской ступени — Копаткевичская, Петриковско-Хобнинской зоне осевых погруженных выступов и их переклиналей и Шестовичско-Сколодинской ступени — Мозырская, Ельско-Наровлянской ступени — Ельская депрессии.

По исследованиям Лаврова А. П. и др. [9], на территории прогиба движение подзем­ных вод в качестве агента транспортировки углеводородов к ловушкам наиболее эффектив­ным было на этапах наибольшей активизации разломов и обусловлено ими.

Таким образом, имелась тесная генетическая связь между основными этапами активи­зации разломов, активизации движения подземных вод и временем формирования нефтяных залежей. Последнее в основном завершилось в среднекаменноугольное время, т. е. тогда, ко­гда практически прекратились интенсивные тектонические движения по разломам.

По исследованиям Бескопыльного В. Н. [2] восходящие тектонические движения, происходившие в предпермское время, привели к остыванию осадочного чехла Припятского прогиба на 50оС и способствовали прекращению нефтеобразования как в подсолевых, так и в межсолевых отложениях.

Принципиально важно то, что ко времени интенсивного формирования залежей неф­ти, заключенных в девонских подсолевых отложениях, на территории прогиба существовало большое количество известных разрывных нарушений. На это указывает то обстоятельство, что основные залежи нефти, выявленные до сих пор в подсолевых отложениях, приурочены к головным частям тектонических ступеней, ограниченных региональными разломами. Фор­мирование на территории прогиба залежей нефти в девонских межсолевых отложениях имеет много общего с формированием залежей нефти в подсолевых отложениях. Общим является то, что формирование их происходило в стадии авлакогенного развития Припятского проги­ба, когда амплитуды движений по разломам достигали наибольших величин.

Для Припятского прогиба впервые доказана взаимосвязь между временем проявления наибольшей активизации разломов и распространением залежей различного возраста. Так, авторы этой разработки Горелик З. А., Брусенцов А. Н., Шаяхметов Ф. Ш. и др. [6] считают, что на площадях, где наибольшая активизация разрывных нарушений проявилась:

  • в ливенское время, а в последующем тектонические движения были слабыми, залежи нефти отсутствуют (Стреличевская площадь) или незначительные в девонских подсолевых отложениях (например, Надвинская площадь);
  • в ливенское время, а позднее более или менее интенсивные тектонические движения повторялись в задонско-елецкое время, залежи нефти имеют промышленное значение и заключены в девонских подсолевых отложениях (Восточно- Первомайская структура);
  • в ливенское время, а в последующем интенсивные тектонические движения наблюдались в задонско-елецкое и лебедянское время, промышленные залежи нефти имеются как в девонских подсолевых, так и межсолевых отложениях (Барсуковская структура);
  • в задонско-елецкое время, промышленные залежи нефти распространены в девонских подсолевых отложениях (Первомайская структура);
  • в лебедянско-стрешинское время и в процессе накопления надсолевых полесских и каменноугольных отложений, промышленные залежи нефти, местами с большими запасами заключены как в подсолевых, так и межсолевых отложениях (Речицкое и Осташковичское месторождения).

Таким образом, распределение залежей нефти, выявленных в Припятском прогибе, контролируется временем проявления наибольшей активизации разрывных нарушений. Это еще раз подтверждает представление о том, что формирование структурных форм, служив­ших ловушками для нефти и газа, происходило в результате тектонических движений по раз­ломам. При размещении объемов поискового бурения на территории Припятского прогиба эта закономерность должна учитываться.

Разломы в основном не являлись путями для значительной вертикальной миграции нефти. Этому способствовало то, что одновременно с наибольшей активизацией разломов активно проявлялась и соляная тектоника. Соль и породы, перемежающиеся с ней, заполняли пустотное пространство, что создавало барьеры на пути движения нефти к поверхности Зем­ли. Однако на территории Припятского прогиба нередки случаи почти полного уничтожения первичных нефтяных залежей, о чем свидетельствует наличие на ряде участков следов нефти в брекчии кепрока над соляными куполами при отсутствии залежей нефти в межсолевых и подсолевых отложениях.

Необходимо отметить, что такая генетическая связь активизации этапов развития субширотных разломов и нефтяных залежей, приуроченных к ним, наиболее полно установ­лена лишь для Северной зоны Припятского прогиба, которая в свете новых тектонических представлений совместно с Внутренним грабеном входит в состав Припятского палеорифта. В целом тектонические движения по разломам, происходившие в Северной зоне в мезокайнозойское время были незначительными и не привели к существенному перестроению струк­турных форм залежей и тем более к их уничтожению.

Что касается оценки перспектив в нефтеносности девонских подсолевых и межсолевых отложений центральной и южной зон, которые территориально входят в состав Внутреннего грабена Припятского палеорифта, мнение исследователей неоднозначно [5, 10,] даже с учетом того, что в северной погруженной части Залесско-Великоборской тектонической сту­пени в девонских подсолевых карбонатных отложениях были открыты соответственно Моск- вичевское и Котельниковское нефтяные месторождения. В пределах Московичского место­рождения нефть приурочена к семилукскому, а Котельниковского — к воронежскому горизон­там, характеризуется «подвижностью» и по своим товарным качествам аналогична таковым, открытым в Северной зоне прогиба [5].

Нами выполнен анализ проявления наибольшей активизации субширотных структурообразующих разломов, к которым приурочены Москвичевское и Котельниковское место­рождения Центральной зоны. Выполненные исследования показали, что полученные резуль­таты укладываются в те же закономерности, характерные для Северной зоны, где, как из­вестно, сосредоточены все ныне известные нефтяные месторождения Припятского прогиба. Так, Калининский разлом на Москвичевской площади при амплитуде около 350 м, наиболь­шей активизации достигает в ливенское время. Тектонические подвижки по разлому, прохо­дившие в задонско-петриковское время, были существенными и носили убывающий харак­тер. Аналогичная картина характерна и для Котельниковского месторождения с той лишь разницей, что максимальная амплитуда Омельковщинского разлома, ограничивающего ме­сторождение с юга, значительно крупнее (около 1500 м) нежели Калининского.

В вышеупомянутых работах перспективы нефтегазоносности этих зон рассматрива­ются достаточно неоднозначно из-за того, что в их пределах за более чем 50-летнюю исто­рию нефтепоисковых работ пробурено огромное количество глубоких скважин различного назначения, которые не привели к положительным результатам; перспективные девонские подсолевые отложения характеризуются чрезмерной тектонической раздробленностью, нали­чием большого количества малоамплитудных и согласных разломов, которые вряд ли могли бы локализовать залежи нефти, очень низкой катагенической превращенности органического вещества (ОВ) в Центральном и южном НПР, значительно ниже, чем в Северном НПР.

Кроме того, в Центральном и Южном НИР, наряду вышеизложенными отрицательны­ми факторами образования скоплений углеводородов (УВ) были крайне неблагоприятными и условия их сохранения. Об этом наглядно свидетельствуют интенсивные тектонические дви­жения, происходившие в мезо-кайнозойское время, которые могли привести их к полному разрушению. В Северном НПР тектоническая обстановка в это время была довольно спокой­ной, на что указывает наличие унаследованных и постоянно уменьшающихся в амплитуде структур, которые не оказали заметного влияния на условия сохранения скоплений УВ.

Получение непромышленных притоков тяжелой нефти в девонских межсолевых отложениях на ряде площадей (Восточно-Выступовичская, Радомлянская, Каменская и др.) Внут­реннего грабена и выявление большого числа перспективных объектов [10], связанных с ни­ми, не позволяет оптимистично рассматривать вероятность открытия в этих образованиях существенных скоплений нефти. Объясняется это крайне неблагоприятными условиями неф- тегазогенерации, образования и сохранения залежей углеводородов.

В то же время полностью закрывать перспективы нефтеносности Внутреннего грабена Припятского палеорифта, на наш взгляд, нельзя. Здесь, кроме вышеназванных — Москвичев- ского и Котельниковского нефтяных месторождений — в девонских подсолевых карбонатных отложениях ранее было открыто Комаровичское месторождение и зафиксированы непромыш­ленные притоки нефти в скважинах Савичская 1, Западно-Бобровичская 1, Южно-Валавская 35. Нам представляется, что нефтепоисковые работы к югу от Москвичевского, Котельников­ского и Комаровичского месторождений могут быть продолжены при наличии объектов в де­вонских подсолевых отложениях им подобных как по размерам, глубине залегания целевых образований, так и разломов достаточно приличной амплитуды, ограничивающих их. При по­лучении отрицательных результатов бурения поисковых скважин дальнейшее продолжение ра­бот на нефть во Внутреннем грабене Припятского палеорифта нецелесообразно.

Особого внимания заслуживает промышленная нефтеносность верхнепротерозойских отложений, установленная на Тишковском и Речицком месторождениях. Так, на Тишковском месторождении при испытании вильчанской серии венда (верхний протерозой) в эксплуата ционной колонне скважины 9053 получен приток нефти дебитом 158 м3/сут на 6 мм штуцере, что в определенной мере является сенсационной новостью для Припятского прогиба. В раз резе верхнего протерозоя Припятского прогиба нет толщ, которые могли бы рассматриваться как нефтематеринские, если придерживаться органической теории образования УВ.

В работе Веретенникова, Махнача и др. [3] впервые была высказана мысль о том, что промышленные скопления УВ в вильчанской серии венда, скорее всего, были сформированы за счет нефти девонских отложений, которые на определенном этапе тектонического развития прогиба гипсометрически оказались ниже верхнепротерозойских ловушек.

Можно сказать, что в настоящее время на территории Припятского прогиба однознач­но выделяется третий, потенциально очень перспективный нефтеносный комплекс, заслуживающий серьезного изучения. Если эта версия формирования залежей УВ в верхнепротерозойских отложениях окажется приемлемой, то наиболее нефтеперспективными объектами в них окажутся площади, в пределах которых в подсолевом комплексе открыты многозалежные нефтяные месторождения Припятского прогиба. Такие площади должны разбуриваться до вскрытия кристаллического фундамента. С целью выяснения связи разрывных нарушений в формировании и распространении на территории Припятского прогиба залежей нефти в де­вонских подсолевых и межсолевых отложениях нами выполнен анализ основных этапов раз­вития разломов, контролирующих пространственное положение 34 нефтяных месторожде­ний, в основном, расположенных в Северной зоне. Как отмечалось выше, в анализе участву­ют также два месторождения, открытые во Внутреннем грабене Припятского палеорифта.

Таблица 1
Таблица 1

Из анализа таблицы № 1 видно, что те месторождения, которые содержат залежи толь­ко в девонских подсолевых отложениях, как правило, контролируются разломами амплитудой около 1000 или несколько более метров, которые своих максимальных значений достигают в процессе накопления ливенских отложений (около 60%). В задонско-петриковское время ин­тенсивность тектонических движений по этим разломам остается довольно значительной. В абсолютном выражении они составляют порядка 200 м, а в процентном — 30-35%. К концу палеозоя и на протяжении всего мезо-кайнозоя тектонические движения по таким разрывным нарушениям были с незначительными амплитудами (первые десятки метров, около 3-5%).

Совершенно иная картина наблюдается вдоль крупноамплитудных региональных разломов, к которым приурочены залежи нефти в девонских подсолевых и межсолевых отложе­ниях, общее количество которых нередко превышает шесть и более. Амплитуды их довольно значительны и нередко достигают 2700 и более метров. В процессе накопления отложений ливенского горизонта увеличение амплитуд таких разломов происходит в диапазоне 4-37% от общей амплитуды, оставаясь практически на том же уровне и в задонско-елецкое время. Максимума своей амплитуды эти разломы достигают в лебедянско-стрешинское время (около 35-60%), что связано со зрелой стадией рифтового этапа Припятского прогиба.

В полесское и каменноугольное время амплитуды тектонических движений по рассматриваемым разломам хотя и носили постепенно убывающий характер, тем не менее, рав­нялись 35% современных амплитуд, а на отдельных площадях (Речицкая) — даже 53%.

Крупноамплитудные региональные разломы, как и разрывные нарушения, контролирующие пространственное положение залежей УВ только в девонских подсолевых отложениях Северной зоны Припятского прогиба, начиная с пермского периода вплоть до антропогена включительно были весьма пассивными и не оказали влияния на разрушение залежей нефти. Поскольку одни и те же разломы предопределили процессы формирования залежей УВ как в подсолевых, так и межсолевых отложениях, то можно сделать вывод об общности их истории развития. Следует лишь отметить одно уникальное обстоятельство, нехарактерное для При- пятского прогиба, которое вытекает из анализа таблицы № 2. Уникальность этого явления за­ключается в том, что Александровский разлом, к которому приурочена одноименная зона поднятий, в отличие от других разломов Припятского прогиба, 35 % своей амплитуды достигает в задонско-петриковское время. Этап его наибольшей активизации приходится на полес­ское время, когда он практически завершает свое развитие. В отличие от других разломов Припятского прогиба, этот разлом проникает в надсолевую часть разреза. Это обстоятельство явилось причиной частичного разрушения Александровского и Борщевского межсолевых ме­сторождений, о чем свидетельствует отсутствие в них легких фракций УВ. Южно­Александровское межсолевое месторождение, наоборот, характеризуется закрытостью неф тяного резервуара, где условия его сохранения были довольно благоприятными, на что ука­зывают высокие товарные качества вскрытой нефти.

Таблица 2
Таблица 2

Завершая рассмотрение роли разломов в формировании и распространении нефтяных месторождений Припятского прогиба, следует отметить их тесную генетическую связь. Разло­мы контролировали как процессы формирования, так и разрушения залежей УВ. Установлено, что региональные разломы, такие как Речицко-Вишанский и Червонослободско- Малодушинский, к которым приурочены наиболее крупные нефтяные месторождения Припят- ского прогиба, своих максимальных амплитуд достигли в стадии зрелого рифтогенеза. Причем характерно то, что размеры месторождений, количество залежей в них и, как следствие этого, запасы УВ в них напрямую зависят от основных этапов развития разломов и их амплитуд.

Учитывая вышеизложенное, можно сказать, что прежде чем ввести в бурение девон­ские подсолевые и межсолевые структуры Припятского прогиба, приуроченные к разломам, они должны быть проанализированы с тектонических позиций.

Авторы статьи отдают себе отчет, что наряду с тектоническими признаками имеется ряд факторов, которые оказывают то или иное влияние на формирование нефтяных залежей на территории Припятского прогиба. Однако роль тектонического фактора при этом неоспорима.

Литература

  1. Айзберг, Р. Е. Тектоническое районирование поверхности кристаллического фунда­мента Припятского палеорифта / Р. Е. Айзберг, Р. Г. Гарецкий, С. В. Клушин и др. // Доклады АН БССР, 1988. — Т. 32. — №2. — С. 152-155.
  2. Бескопыльный, В. Н. Об основном очаге нефтегазообразования в Припятском нефтегазоносном бассейне / В. Н. Бескопыльный // Изв. АНСССР. Серия геологическая, 1975. — № 10. — С. 169-172
  3. Веретенников, Н. В. Верхний протерозой Припятского прогиба — один из наиболее перспективных нефтеносных комплексов и приоритетных объектов поисково-разведочных работ в Беларуси в 2000-2015 г. г. / Н. В. Веретенников, А. С. Махнач и др. // Стратегия раз­вития нефтедобывающей промышленности республики Беларусь на 2000-2015 г. г. Гомель.: РУП ПО «Белоруснефть». 1999. — С. 66-76.
  4. Гаврилов, В. П. Роль региональных разломов в формировании залежей нефти и газа / В. П. Гаврилов // Геология нефти и газа, 1976. — №1. — С. 31-37
  5. Гарцев, А. Я. Основные результаты геолого-разведочных работ в РУП «ПО Белоруснефть» за 2002-2005 гг. и направления поисковых работ на перспективу / А. Я. Гарцев, А. К. Доброденев // В сб. «Эффективные пути поисков разведки залежей нефти Беларуси». Гм.: 2007. — С. 42- 48.
  6. Горелик, З. А. Классификация разрывных тектонических нарушений Припятской впадины по времени их наибольшей активизации / З. А. Горелик, А. Н. Брусенцов, Ф. Ш. Шаяхметов // Новые данные по геологии БССР. Мн.: БелНИГРИ, 1977. — С. 146-154.
  7. Демидович, Л. А. Формирование коллекторов нефтеносных комплексов Припятско- го прогиба / Л. А. Демидович, Мн.: Наука и техника, 1979. — С. 101-130.
  8. Кононов, А. И. Комплексная оценка роли разрывных нарушений в формировании нефтяных залежей Припятского прогиба / А. И. Кононов // Направления нефтепоисковых и разведочных работ в Припятском прогибе. Мн.: БелНИГРИ, 1977. — С. 118-130.

Авторы: А.П. Пинчук, Ф.Ш. Шаяхметов
Источник: Известия Гомельского государственного университета имени Ф. Скорины, № 4(67), 2011.