Проблемы генезиса нефти, формирования и размещения залежей, нефтегеологического районирования и направления работ рассматривались в многочисленных докладах на совещаниях, в статьях и монографиях (Р. Е. Айзберг, В. Г. Акулич, В. Н. Бескопыльный, В. А. Богино, Р. Г. Гарецкий, З. А. Горелик, Я. Г. Грибик, Л. А. Демидович, П. М. Зозуля, М. Ф. Кибаш, А. И. Кононов, И. Д. Кудрявец, Б. Р. Кусов, В. Н. Макаревич, С. П. Микуцкий, Г. И. Морозов, З. Л. Познякевич, М. А. Рынский, И. А. Слободянюк, Э. И. Свидерский, А. М. Синичка и др.). Помимо них большой вклад в разработку направлений работ, подготовку геофизических и геологических материалов на заложение скважин внесли геофизики и геологи геофизических организаций и тематических партий.
2.Нефтеносные комплексы
В платформенном чехле Припятского прогиба выделяются подсолевой терригенный и подсолевой карбонатный нефтеносные комплексы, межсолевой и верхнесоленосный нефтеносные комплексы и надсолевой возможно нефтегазоносный комплекс.
Подсолевой терригенный нефтеносный комплекс выделяется в обьеме эйфельского и живетского ярусов среднего девона и ланского горизонта нижнефранского подъяруса верхнего девона. В ряде случаев он может включать подстилающие локально развитые отложения витебского горизонта эмского яруса нижнего девона, а также терригенные отложения венда, рифея и кору выветривания кристаллического фундамента.
Комплекс сложен терригенными породами, которые служат резервуарами, и глинами, мергелями и ангидритами, которые являются локальными, зональными и региональными флюидоупорами.
Адровский горизонт основания эйфельского яруса мощностью 2‑6 м сложен в Припятском прогибе ритмичным чередованием доломитов, мергелей и глин с базальным песчаником или гравелитом в основании.
Вышележащий освейский горизонт мощностью до 40 м сложен ритмичным переслаиванием доломитов, мергелей, глин и гипсов, содержит прослои песчаников, ангидритов и линзы каменной соли мощностью до 15 м. Ангидриты и каменная соль приурочены к нижней, песчаники ‑ к средней и верхней частям разреза.
Городокский горизонт мощностью до 42 м сложен доломитовыми мергелями с прослоями глинистых доломитов и глин, реже песчаников, с прослойками ангидритов. Завершает разрез эйфельского яруса костюковичский горизонт мощностью до 23 м, сложенный аргиллитоподобными глинами с прослоями доломитов, доломитизированных известняков и алевролитов.
Живетский ярус в объеме полоцкого горизонта выделяется в объеме горынских, столинских и морочских слоев. Горынские слои мощностью 18‑49 м сложены песчаниками и песками с прослоями алевролитов и глин. Столинские слои мощностью 14‑78 м представлены алевролитами и глинами с прослоями песчаников, иногда мергелей и доломитов. Морочские слои мощностью 18‑52 м сложены песчаниками, алевролитами и глинами.
Завершает разрез подсолевого терригенного комплекса ланский горизонт нижнефранского подъяруса в объеме убортских и желонских слоев. В нижней части (убортские слои) мощностью 13‑50 м горизонт сложен мелкозернистыми и разнозернистыми песчаниками и песками, глинистыми алевролитами и содержит прослои глин. Это основной резервуар подсолевого терригенного комплекса. В верхней части (желонские слои) мощностью 38‑90 м горизонт представлен глинами с прослоями алевролитов, доломитовых мергелей и глинистых доломитов. Эта пачка глин является верхним флюидоупором для подсолевого терригенного комплекса.
Поскольку мощность этой пачки глин невелика и невыдержана, а подсолевые отложения нарушены многочисленными сбросами, она не может служить надежным флюидоупором, и залежи нефти в подсолевых терригенном и вышележащем карбонатном комплексах нередко имеют единый водонефтяной контакт. Поэтому все подсолевые отложения можно рассматривать и в качестве единого нефтеносного комплекса.
Подсолевой карбонатный нефтеносный комплекс выделяется в объеме саргаевского и семилукского горизонтов среднефранского подъяруса, речицкого, воронежского и подсолевой части евлановского горизонта верхнефранского подъяруса верхнего девона.
Саргаевский горизонт в нижней части (скрыгаловские слои) мощностью 2‑10 м сложен доломитовыми мергелями и глинами с прослоями глинистых доломитов и тонкими пропластками ангидритов. Средняя часть горизонта (сарьянские слои) мощностью до 16 м сложена переслаиванием глинистых доломитов, доломитов, ангидрито-доломитовых пород и ангидритов, мергелей и известняков. Верхняя часть (ведричские слои) мощностью 16‑31 м сложена известняками, доломитовыми известняками и доломитами с водорослевыми онколитами и биостромами.
Семилукский горизонт в основании (моисеевские слои мощностью 5‑10 м) сложен глинистыми известняками и доломитами с прослоями от темно-серых до черных мергелей и аргиллитов. Средняя часть горизонта (буйновичские слои мощностью 13‑23 м) представлена светло-серыми, бледно-кремовыми и белыми, иногда биогермными строматопорово-коралловыми известняками, и вторичными, часто кавернозными доломитами. Завершают разрез азерецкие слои мощностью 2‑8 м, сложенные известняками и доломитами, сильно выветрелыми, кавернозными, комковатобрекчиевидными, с включениями ярко-зеленой глины, с доломитовой и известковой мукой.
Речицкий горизонт распространен в восточной части прогиба и его мощность увеличивается к востоку до 70 м. Он сложен в основании (10‑15 м) пестроцветными глинами с прослоями глинистых известняков и доломитов, песчано-алевритовых пород, туфов и туффитов. Верхняя,большая часть разреза представлена мергелями и глинистыми известняками с прослоями глин, алевролитов и песчаников.
Воронежский горизонт в нижней части (стреличевские слои мощностью до 70 м) сложен доломитами и известняками с прослоями мергелей, в верхней (птичские слои мощностью 15‑55 м) – глинами, глинистыми известняками и доломитами с прослоями ангидритов.
Завершают разрез подсолевого карбонатного комплекса кустовницие слои евлановского горизонта мощностью от 10‑15 м на западе до 80‑110 м на востоке: толща переслаивания мергелей, доломитов, глинистых доломитов, известняков, сульфатно-карбонатных пород, ангидритов и глин с прослоями алевролитов и песчаников на юге прогиба.
Резервуарами в подсолевом карбонатном комплексе служат биогермные кавернозные известняки и развитые по ним доломиты семилукского и верхней части саргаевского горизонта, в меньшей степени ‑ известняки и доломиты воронежского горизонта. Надежным региональным флюидоупором для подсолевого комплекса является нижняя соленосная толща
Межсолевой нефтеносный комплекс выделяется в объеме задонского, елецкого и петриковского горизонтов нижнефаменского подъяруса. Он сложен карбонатными отложениями на севере, глинисто-карбонатными в центре и терригенно-карбонатными на юге прогиба. Мощность комплекса изменяется в широких пределах и уменьшается вверх по восстанию тектонических ступеней вплоть до полного выклинивания. В пределах прогиба его мощность в целом уменьшается от 800‑1000 м на севере и юге прогиба в погруженных частях Речицко-Вишанской и Ельско-Наровлянской тектонических ступеней до 200‑300 м в центре.
Задонский горизонт в своей нижней части представлен кузмичевскими слоями мощностью от 20 до 70 м в объеме I-ой и II-ой литологических пачек. Нижняя пачка представлена тонким переслаиванием светло-серых известняков, темно-серых мергелей и глин, с прослоями песчаников и алевролитов на юге и западе прогиба. Верхняя пачка сложена в различной степени глинистыми и доломитизированными известняками с прослоями глин и мергелей.
Средняя часть задонского горизонта мощностью от 20 до 200 м представлена играевскими слоями в объеме II, III и IV литологических пачек. На севере и западе прогиба они сложены известняками и доломитами с прослоями мергелей, алевролитов, песчаников и ангидритов (карбонатный тип разреза). В поднятых крыльях разломов встречаются водрослевые и водорослево-брахиоподовые известняки, образующие банки, биостромы, биогермы (карбонатно-рифогенный тип). В центральных районах прогиба в разрезе преобладают глинистые известняки, мергели и глины (глинисто-карбонатный тип). В южной части прогиба возрастает роль песчаников и алевролитов (терригенно-карбонатный и терригенный тип разреза).
Верхняя часть задонского горизонта в составе вишанских слоев мощностью от 20 до 200 м выделяется в объеме V литологической пачки. В северной части прогиба преобладает карбонатный тип разреза с участками карбонатно-рифогенного, в центре преобладают глинисто-карбонатные темноцветные породы, обогащенные органическим веществом. В южных и юго-западных районах разрез терригенно-карбонатный и терригенный.
Елецкий горизонт выделяется в объеме туровских и дроздовских слоев.
Туровские слои имеют мощность от 20 до 100 м, выделяются в объеме нижней части VI литологической пачки и, также как и подстилающие отложения, фациально разнородны. На севере и западе это доломитизированные известняки и мергели с прослоями глин и доломитов, с водорослевыми и брахиоподово-водорослевыми известняками в прибортовых разрезах. В центральных районах – доломитовые мергели и глинистые доломиты с прослоями аргиллитов и известняков, часто тонко-и микрослоистые и плитчатые, кремнистые, с примесью и прослоями пирокластического материала, иногда с прослоями тонколистоватых битуминозных глин типа горючих сланцев. На юге и юго-западе прогиба преобладают доломитовые мергели, доломиты и аргиллиты с прослоями известняков, песчаников и алевролитов.
Дроздовские слои мощностью от 30 до 250 м соответствуют верхней части VI литологической пачки межсолевой толщи и также разнофациальны. На севере и северо-западе прогиба они сложены массивными и желваковидными, в различной степени глинистыми известняками. Местами они обогащены водорослями и образуют органогенные постройки. В центральной части прогиба преобладают мергели с прослоями глинистых известняков, на юге разрез сложен переслаиванием песчаников, алевролитов и мергелей.
Завершают разрез межсолевого нефтеносного комплекса отложения петриковского горизонта в объеме VII литологической пачки мощностью от 10 до 100 м и более. В северных районах горизонт сложен хемогенными и органогенными известняками с прослоями мергелей и глин (карбонатный тип разреза). В прибортовых разрезах встречаются брахиоподово-водорослевые известняки органогенных построек (карбонатно-рифогенный тип). В центральной части прогиба горизонт сложен плитчатыми мергелями, глинами, глинистыми известняками и доломитами с примесью пирокластического материала (карбонатно-глинистый тип). В южных и юго-западных районах преобладают песчаники и алевролиты (карбонатно-терригенный и терригенный типы).
Основные резервуары в межсолевом нефтеносном комплексе на севере прогиба связаны с органогенными кавернозными известняками и развитыми по ним вторичными доломитами, на юге преимущественно с терригенными породами, депрессионные глинистые разрезы центральных районов впадины не содержат хороших коллекторов в своем разрезе.
Надежным региональным флюидоупором для межсолевого нефтеносного комплекса является верхняя соленосная толща.
Верхнесоленосный нефтеносный комплекс выделяется в объеме галитовой субформации верхней, фаменской соленосной формации. Галитовая субформация выделяется в объеме семи ритмопачек и в составе боричевских (I, II и III ритмопачки), залесских (IV, V и VI ритмопачки) и низов (VII ритмопачка) найдовских слоев. Верхние части ритмопачек сложены каменной солью. Нижние, базальные части ритмопачек в северной части прогиба сульфатно-карбонатные с пластами водорослевых доломитизированных известняков, образующих местами органогенные постройки типа биостромов. В южной части прогиба разрез базальных горизонтов сульфатно-терригенный с пачками терригенных пород авандельтового типа в боричевских слоях. В центре прогиба базальные горизонты ритмопачек сложены глинистыми известняками, мергелями и глинами, иногда сланцеподобными, битуминозными. Резервуарами служат органогенные известняки биостромов на севере и терригенные породы на юге прогиба. На большей части прогиба галитовая субформация осложнена галокинезом, ее внутренняя структура нарушена, а мощность изменяется от первых десятков метров в межкупольных зонах до 3000 м в соляных массивах.
Надсолевой возможно нефтегазоносный комплекс выделяется в составе полесского горизонта (надсолевой девон). Полесский горизонт сложен глинисто-мергельными (глины, мергели), карбонатными (доломиты, известняки), терригенными (песчаники, алевролиты), сульфатными и туфогенно-осадочными породами. Глинисто-мергельные и карбонатные породы преобладают на западе, терригенные – на юге, туфогенно-осадочные распространены на востоке. Особенностью горизонта является присутствие горючих сланцев в западной части прогиба. Мощности полесских отложений сокращаются от межкупольных зон к сводам поднятий послойно и в результате многочисленных размывов в кровле, при этом в сводах криптодиапировых поднятий полесские отложения отсутствуют, а в межкупольных зонах их мощность достигает 1000 м и больше.
3.Тектоника нефтегазоносных комплексов
Припятский прогиб расположен между Белорусской и Воронежской антеклизами и разделяющей их Жлобинской седловиной на севере и Украинским щитом на юге и выделяется в составе Припятского грабена (палеорифта) и Северо-Припятского плеча. Припятский грабен протягивается в запад-северо-западном субширотном направлении на 280 км и имеет ширину до 150 км. Микаше 
На севере и юге грабен ограничен Северо-Припятским и Южно-Припятским краевыми суперрегиональными листрическими разломами мантийного заложения амплитудой 2‑4 км (рис. 66, 67). На востоке глубинным Лоевским разломом он отделен от Брагинско-Лоевской седловины, на западе ограничен Полесской седловиной, со стороны которой на восток по оси Припятского грабена в него вдается Микашевичско-Житковичский выступ.
Внутри палеорифта по поверхности фундамента и низам чехла выделяется система тектонических ступеней и приосевых выступов, разделенных региональными и субрегиональными субширотными разломами, наклоненными к его оси. В пределах грабена поначалу были выделены Северная зона ступенчатого погружения, Центральная зона и Южная зона ступенчатого погружения, разделенные Червонослободско-Малодушинским и Буйновичско-Наровлянским разломами (Горелик и др., 1968). На основе данных о глубинном строении палеорифта позднее в его составе были выделены две структуры второго порядка: Северная зона ступеней и Внутренний грабен, разделенные Червонослободско-Малодушинским разломом мантийного заложения (Гарецкий, Клушин, 1987).
В качестве продольных структур третьего порядка в северной зоне ступеней выделены Речицко-Шатилковская и Червонослободско-Малодушинская ступени с северным падением отложений, которые на западе замыкаются Старобинской центриклинальной депрессией. Во Внутреннем грабене на севере выделяется Заречинско-Великоборская ступень с северным наклоном поверхности фундамента и низов чехла. В осевой части грабена выделена Петриковско-Хобнинская зона осевых погруженных выступов и их периклиналей, а на юге ‑ Шестовичско-Сколодинская и Наровлянско-Ельская тектонические ступени с южным наклоном отложений. На западе они замыкаются Туровской центриклинальной депрессией.
Речицко-Шатилковская ступень на севере ограничена Северо-Припятским высокоамплитудным краевым мантийным листрическим разломом, с юга к нему примыкает Глуско-Березинский разлом‑спутник и между ними расположена Северная зона бортовых уступов и Березинская зона приразломных поднятий. На юге ступень ограничена Речицко-Вишанским основным и сопутствующим разломами, которые образуют сложный уступ и контролируют Борисовско-Дроздовскую и Речицко-Вишанскую зоны приразломных поднятий в южной поднятой части Речицко-Шатилковской ступени. Малоамплитудный Оземлинско-Первомайский разлом осложняет строение средней части ступени и контролирует размещение Оземлинско-Первомайской и Александровской зон приразломных поднятий.
Сходное строение имеет расположенная южнее Червонослободско-Малодушинская ступень. С юга она ограничена высокоамплитудным (до 2‑3 км) листрическим мантийным разломом, отделяющим Внутренний грабен от Северной зоны ступеней. В южной поднятой приразломной части ступени расположены Червонослободская и Малодушинская зоны приразломных поднятий.
Внутренний грабен характеризуется более сложной блоковой структурой, поскольку здесь четко проявляется не только продольная, но и поперечная зональность.
В осевой части Внутреннего грабена расположена Петриковско-Хобнинская зона осевых погребенных выступов и периклиналей. От сопредельных ступеней на севере и юге она отделена соответственно Азерецко-Великоборским, Шестовичско-Гостовским и восточной частью Буйновичско-Наровлянского разлома. Зона протягивается от Микашевичско-Житковичского горста на западе до Брагинско-Лоевской седловины на востоке и является продольной осью палеорифта, к северу от которой все блоки имеют региональный северный наклон, а к югу – южный. Все структуры зоны погружаются с запада и востока навстречу друг другу. Многочисленными продольными и поперечными разрывами она разбита на многочисленные блоки и ее отдельные звенья, по-видимому, смещены продольными сдвигами.
В северной части Внутреннего грабена между коровым Азерецко-Великоборским разломом на юге и мантийным Червонослободско-Малодушинским листрическим разломом на севере выделена Заречинско-Великоборская ступень с северным наклоном поверхности фундамента и низов чехла. В ее южной поднятой приразломной части расположена Заречинско-Дудичская зона приразломных поднятий, а на склоне выделяется Комаровичско-Савичская зона приразломных структур, приуроченных к разломам, осложняющим склон ступени.
В южной части Внутреннего грабена выделяются Ельско-Наровлянская и Шестовичско-Сколодинская ступени с региональным южным наклоном отложений. Наровлянско-Ельская ступень ограничена на юге Южно-Припятским краевым мантийным листрическим разломом. Ему сопутствует коровый Выступовичский разлом и между ними выделяется в качестве внепорядковой структуры Южная зона бортовых уступов. С севера ступень ограничена Буйновичско-Наровлянским разломом, отдельные звенья которого смещены поперечными сдвигами. Зоны приразломных поднятий приурочены к поднятой приразломной северной части Ельско-Наровлянской ступени (Наровлянско-Буйновичская зона приразломных поднятий), к Южной зоне бортовых уступов (Выступовичская зона приразломных поднятий) и к малоамплитудному (100‑200 м) Дубровско-Ельскому разлому, который осложняет среднюю часть ступени (Дубровско-Ельская зона приразломных поднятий). Шестовичско-Сколодинская ступень расположена между Шестовичско-Гостовским разломом на севере и западной частью Буйновичско-Наровлянского разлома на юге и ограничена на востоке Пержанско-Симоновичской зоной поперечных разломов. Средняя часть ступени осложнена Сколодинским разломом. К южным поднятым крыльям Шестовичско-Гостовского и Сколодинского разломов приурочены Шестовичская и Сколодинская зоны приразломных поднятий.
Хотя основой тектонического районирования Припятского палеорифта является продольная зональность, обусловленная продольными рифтовыми разломами, поперечная (диагональная или субмеридиональная) зональность также имеет немаловажное значение. Она контролируется и проявляется сумеридиональными разломами северо-восточного простирания древнего заложения и длительного развития, движения по которым возобновились в рифтовую стадию. Выделяются Малынско-Туровский, Первомайско-Заозерный, Пержанско-Симонович-ский и Лоевкий разломы. Первые два разделяют Припятский палеорифт на поперечные тектонические элементы второго порядка – Западный, Центральный и Восточный сегменты, а Лоевский отделяет прогиб от Брагинско-Лоевской седловины.
Северо-Припятское плечо подразделяется на Буда-Кошелевскую, Медведовскую, Городокскую, Китинско-Хатецкую и Паричскую ступени.
В Брагинско-Лоевской седловине выделяются Брагинский погребенный выступ на юге и Лоевская седловина на севере с Ручаевским грабеном, Лоевской и Михальковско-Грибоворуднянской ступенями.
Описанные ступени, выступы, зоны приразломных поднятий типичны для подсолевых терригенного и карбонатного нефтеносных комплексов. Межсолевой нефтеносный комплекс в целом наследует структуру подсолевого комплекса, но структуры приобретают более пликативный облик. В этом комплексе также выделяются ступени, зоны приразломных поднятий и валы (Березинская, Оземлинско-Первомайская, Александровская, Борисовско-Дроздовская, Речицко-Вишанская, Червонослободская, Малодушинская, Комаровичско-Савичская, Заречицко-Гороховская, Омельковщинская, Хобнинская, Копаткевичская, Боричевская, Сколодинская, Наровлянско-Буйновичская, Дубровско-Ельская, Выступовичская) и разделяющие их зоны приразломных опусканий и синклинальные зоны.
Существенно иной стиль тектоники характерен для надсолевого возможно нефтегазоносного комплекса. Для этого комплекса типичны пликативные структуры: купола, брахиантиклинали и антиклинали, которые объединяются в протяженные валы, и разделяющие их мульды и синклинали, объединяемые в синклинальные зоны. Структуры отраженные приразломные и надразломные, многие из них осложены проявлениями галокинеза в верхней, а иногда и в нижней соленосных толщах. Выделяются Глуский, Березинский, Чернинский, Первомайский, Речицкий, Червонослободский, Притокский, Малодушинский, Бобровичский, Копаткевичский, Южно-Копаткевичский, Конковичский, Шестовичский, Сколодинский, Буйновичский, Лельчицкий, Хойникский, Наровлянский, Ельский валы и Дудичско-Хобнинское изометричное полнятие.
Верхнесоленосный нефтеносный комплекс в объеме галитовой субформации верхней соленосной толщи является переходным от межсолевого к надсолевому и для него характерны, в основном, пликативные структуры, выделяемые по поверхности верхней соленосной толщи.
4. Природные резервуары нефти и газа
Под природным резервуаром понимается группа гидродинамически связанных проницаемых пластов внутри нефтегазоносносного комплекса (проницаемая часть резервуара) и перекрывающий их флюидоупор (покрышка).
Характеристика природных резервуаров Припятского прогиба дана ниже по данным И. А. Слободянюка (1997). По характеру вертикального распределения пород-коллекторов резервуары подразделены им на двухслойные (флюидоупор экранирует коллектор непосредственно) и трехслойные (между коллектором и флюидоупором залегает ложная покрышка), по площади распространения резервуары и флюидоупоры делятся на региональные, субрегиональные, зональные и локальные, по качеству флюидоупоры, проницаемая часть резервуаров и резервуары в целом делятся на классы (табл. 20, 21, 22).
Таблица 20. Классификация флюидоупоров по вещественному составу (по Т. И. Гуровой, 1974)
Класс | Качество флюидоупора | Вещественный состав | Содержание фракции круп-нее 0,01 мм,% | Содержание песчано-алевролитовых прос-лоев, карбонатных коллекторов,% |
I | Высшее | Соль, сульфаты, глины, и аргил-литоподобные глины монтморил-лонитовые, монтмориллонит-гидро-слюдистые | Менее 5 | Менее 10 |
II | Высокое | Глины и аргилитоподобные глины тонко-среднедисперсные, гидро-слюдистые | 5‑10 | 10‑15 |
III | Среднее | Глины с песчано-алевролитовыми прослоями, мергели, карбонаты глинистые | Более 10 | 15‑25 |
IV | Низкое | Аргиллиты, мергели песчанистые, алевролиты тонкозернистые, доло-миты и известняки микрозернистые |
| Более 25 |
Таблица 21. Классификация проницаемых частей резервуаров по емкостно-фильтрационным свойствам
Класс | Качество | Пористость, % | Проницаемость мД | |
песчаники | карбонаты | |||
Высшее | Более 20 | Более 15 | Более 500 | |
Высокое | 15‑20 | 10‑15 | 100‑500 | |
Среднее | 10‑15 | 5‑10 | 50‑100 | |
Низкое | 7‑10 | 3‑5 | 10‑50 | |
Низшее | Менее 7 | Менее 3 | Менее 10 |
Таблица 22. Классификация резервуаров по сочетанию качества флюидоупров и колллекторов
Качество резервуара | Класс | ||
резервуара | флюидоупора | проницаемой части | |
Высшее | I | 1,2 | |
Высокое | II | ||
Среднее | III | 1,2,3 | |
Низкое | IV |
| 1,2,3,4 |
Низшее | V | 1,2,3 1,2,3,4 |
Подсолевой терригенный нефтеносный комплекс содержит резервуары в верхнепротерозойских, живетских и ланских отложениях.
Верхнепротерозойский резервуар включает верхнепротерозойские отложения как единую проницаемую часть резервуара мощностью от 430‑450 м на западе до 20‑30 м на востоке на Речицкой площади. Флюидоупором являются породы эйфельского яруса среднего девона мощностью от 120 м на северо-западе до 20 м на юго-востоке, представленные мергелями, глинами, доломитами, известняками и ангидритами. В разрезе пинской свиты белорусской серии среднего рифея выделяются пачки средне-и крупнозернистых песчаников мощностью до 20 м и более с высокими емкостными свойствами: пористость изменяется от 12‑14 до 22‑25%. По емкостным и фильтрационным свойствам проницаемая часть резервуара относится к 1‑му и 2‑му классам. Флюидоупор по экранирующим свойствам отнесен к 3‑му классу, а весь верхнепротерозойский резервуар считается средним по качеству и относится к 3‑му классу.
Живетский резервуар содержит три пласта коллекторов в полоцком горизонте, которые рассматриваются в качестве самостоятельных резервуаров.
Нижний резервуар представлен песчаниками и алевролитами и перекрыт пластами глин с прослоями алевролитов, которые служат флюидоупором. Песчаники и алевролиты кварцевые и полевошпатово-кварцевые, мелко и среднезернистые с глинистым, глинисто-железистым, глинисто-доломитовым, глинисто-ангидритовыми цементом. Мощность пласта коллектора изменяется от 11 до 85 м, а мощность покрывающего флюидоупора ‑ от 7 до 115 м. Пористость коллекторов изменяется в широких пределах и на большей части прогиба равна 10‑15%, но на отдельных участках возрастает до 30%.
Второй живетский резервуар развит преимущественно на севере прогиба, в центре и на юге он встречается только на отдельных участках, на остальной территории его мощность сокращается до 5 м и менее и он входит в состав флюидоупора. Мощность проницаемой части изменяется от 5 до 20 м, а покрывающего флюидоупора – от 10 до 49 м. Пористость равна 15‑20%.
Третий живетский резервуар в верхней части полоцкого горизонта представлен терригенным коллектором мощностью от 5 до 36 м и покрывающим флюидоупором мощностью 5‑37 м. Пористость коллекторов равна 15‑20%.
По пористости, эффективной мощности и качеству флюидоупоров выделяются пять классов резервуаров, при этом изучено их распространение по площади прогиба.
Ланский резервуар включает базальные песчаники (проницаемая часть) и покрывающие их глины с прослоями мергелей, глинистых доломитов, известняков и алевролитов ланского и низов саргаевского горизонтов (флюидоупор). Проницаемая часть резервуара имеет мощность от 18 до 58 м и представлена песчаниками, реже алевролитами кварцевыми, слюдисто-кварцевыми и полевошпатово-кварцевыми с гидрослюдистым, карбонатным, сульфатным и гематитовым цементом порового, сгусткового, контактового и регенерационного типа. Пористость коллекторов 20‑25%. Мощность флюидоупора изменяется от 15 до 58 м.
Анализ качества проницаемой части резервуара и флюидоупора позволил выделить флюдоупоры первых четырех классов и районировать территорию по распространению флюидоупоров разных классов. На большей части территории распространен IV класс резервуаров.
В подсолевом терригенном нефтеносном комплексе резервуары наиболее высокого качества тяготеют к западной части прогиба и к сводам приразломных поднятий.
Резервуары подсолевого карбонатного нефтеносного комплекса содержат коллекторы в основном в саргаевском, семилукском и воронежском горизонтах. Региональным флюидоупором служит нижняя соленосная толща, зональными и локальными флюидоупорами могут быть отложения речицкого и евлановского горизонтов.
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 62 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |