Коллекторы проницаемой части резервуара почти провсеместно представлены пористо-кавернозными вторичными доломитами и доломитизированными известняками. Размеры каверн изменяются от нескольких миллиметров до 3‑4 см в диаметре. Каверны полые или выполнены сульфатным материалом. Пористость коллекторов изменяется от 5 до 12% в северной, от 4,5 до 10% в средней и от 4 до 5% в южной части прогиба. Флюидоупор подсолевого карбонатного резервуара относится ко II классу. Резервуар при пористости коллекторов 5‑10% среднего качества (III класса), при пористости 3‑5% ‑ низкого качества (IV класса), в зонах отсутствия коллекторов качество резервуара низшее (V класса). Распространение коллекторов, флюидоупоров и резервуаров разного качества по территории Припятского прогиба показано на рис. 68. Как видно на схеме качества подсолевого карбонатного резервуара резервуары наиболее высокого качества тяготеют к сводам приразломных поднятий в поднятых частях ступеней, в зонах приразломных опусканий развиты резервуары низшего V класса.
Резервуары межсолевого карбонатного нефтеносного комплекса содержат коллекторы в основном в задонском и елецком горизонтах. Региональным флюидоупором для всего комплекса служит верхняя соленосная толща. Для отдельных резервуаров внутри комплекса зональными флюидоупорами являются верхи задонского горизонта (тремлянские и вишанские слои) и петриковский горизонт.
В зависимости от литологического состава межсолевых отложений в этом комплексе выделяются карбонатный разрез в северной, карбонатно-глинистый – в центральной, карбонатно-терригенный – в южной и вулканогенно-карбонатный разрез в восточной части прогиба. Они отличаются типами коллекторов и флюидоупоров и их распространением в разрезе и по площади.
В карбонатном разрезе северной части прогиба выделяются задонский и елецко-петриковский резервуары. Флюидоупором первого являются отложения пачки М5 (тремлянские и вишанские слои), второго – верхняя соленосная толща.
В задонском резервуаре коллекторы приурочены в основном к пачке М4 (тонежские слои), иногда выделяются в пачке М2 (кузьмичевские слои). Они приурочены к сводам поднятий в поднятых приразломных частях ступеней, которые были участками органогенного осадконакопления. Коллекторы представлены известняками биогенными и биоморфными, зоогенными и фитогенными (водорослево-брахиоподовыми, брахиоподово-остракодовыми, мшанково-онколитовыми, криноидно-строматолитовыми и др.) и вторичными доломитами. Они кавернозно-пористые и трещиноватые и обладают хорошими емкостными и фильтрационными свойствами: пористость 5‑10%, иногда до 12%, проницаемость 50‑100 мД, что позволяет отнести проницаемую часть разреза к III классу. На склонах ступеней уменьшается количество и мощность пластов-коллекторов, ухудшаются их емкостные и фильтрационные свойства, либо коллекторы вообще отсутствуют.
Флюидоупором задонского резервуара являются отложения ритмопачки М5. Это зональный и локальный флюидоупор. Его мощность (18‑128 м) и состав невыдержаны. Он сложен мергелями и глинистыми известняками, но в сводах многих поднятий представлен только известняками и доломитами и не может служить флюидоупором. Доказательством того, что в ряде случаев он служит флюидоупром, является открытие залежей нефти в задонском резервуаре на Северо-Домановичской, Северо-Чистолужской и Людвиновской площадях, где вышележащие елецко-петриковские отложения обводнены.
Елецко-петриковский резервуарв северной части прогиба включает проницаемую часть в объеме елецкого и низов петриковского горизонта, ложную покрышку в объеме глинисто-мергельных отложений петриковского горизонта мощностью от 5 м в сводах поднятий до 100 м на склонах ступеней, и флюидоупор, которым служит верхняя соленосная толща.
В сводах конседиментационных поднятий проницаемая часть резервуара представлена вторичными кавернозно-пористыми доломитами и органогенно-детритовыми известняками с прослоями глинистых известняков и мергелей. Пористость коллекторов обычно не превышает 5%, но их качество не выдержано и изменяется от высшего (Осташковичское, Боровиковское поднятия) до среднего (большая часть Борисовско-Дроздовской, Глуской, Березинской и Речицко-Вишанской зон поднятий) и низкого в погруженных частях ступеней, где преобладают глинистые известняки и мергели.
В южной части прогиба выделяются кузьмичевский, играевский, вишанский и елецко-петриковский резервуары. Их проницаемые части представлены пластами песчаников мощностью от 6 до 50 м с открытой пористостью 12‑14, иногда до 27% и газопроницаемостью более 100, иногда до 200‑260 мД. Однако мощность песчаных пластов-коллекторов изменяется и в более широких пределах от полного отсутствия до 200 м и более, при чем их мощность возрастает к югу. Флюидоупоры мощностью до 60‑75 м и более сложены преимущественно глинами, мергелями и глинистыми известняками.
На большей части центральной части прогиба пласты коллекторов в межсолевых отложениях отсутствуют.
Резервуары верхней соленосной толщи распространены в галитовой субформации в северной и южной частях прогиба. Они приурочены к базальным частям семи ритомопачек, которые выделяются в разрезе субформации.
В северной части прогиба в разрезе галитовой субформации выделяются боричевский, кореневский, тишковский и шатилковский локальные и зональные резервуары.
Боричевский резервуар развит в основании галитовой субформации в сводах и присводовых частях конседиментационных поднятий. На северном склоне Речицко-Вишанской зоны поднятий он образует линзовидное тело субширотного простирания шириной 2‑6 км и мощностью от 10 до 150 м. Верхняя и нижняя части резервуара сложены ангидритами, средняя – органогенными строматолитовыми кавернозно-пористо-трещиноватыми известняками и вторичными доломитами. Мощность карбонатного пласта не превышает 20 м, коллектора – 7 м. Он содержит залежи нефти на Полесской, Давыдовской и Хуторской площадях.
Кореневский резервуар мощностью от 30 до 110 м развит в нижней части галитовой субформации и отделен от межсолевых отложений пластом каменной соли. Он распространен в пределах Червонослободского вала и преставлен органогенными (водорослевыми строматолитовыми и онколитовыми) известняками с пористостью от 5 до 9%, мергелями и ангидритами. В нем выявлены залежи нефти на Северо-Домановичской и Северо-Чистолужской площадях.
Тишковский резервуар тяготеет к верхней части галитовой субформации и развит вдоль Речицко-Вишанского вала. Его мощность обычно не превышает первых десятков метров, он сложен мергелями, глинистыми известняками и ангидритами и коллектора в нем отсутствуют. В пределах палеоподнятий его мощность возрастает до 130 м, в нем появляются органогенные постройки, сложенные пористыми и кавернозными известняками и вторичными доломитами с пористостью 8‑9%. Обычно он имеет трехчленное строение: нижняя и верхняя части сложены карбонатными породами, средняя – сульфатами и галитом. В нем открыты залежи нефти на Осташковичском, Елизаровском, Западно-Тишковском и Дубровском месторождениях.
Выше по разрезу галитовой субформации на обширной территории прослеживается шатилковский пласт мощностью от 3 до 130 м с глинисто-карбонатными породами в кровле и подошве и ангидритами в средней части. Проницаемая часть резервуара развита локально, приурочена к участкам увеличенной мощности и органогенным постройкам. Пористость коллекторов не превышает 7%. В этом резервуаре установлена только небольшая залежь нефти на Шатилковской площади.
Резервуары надсолевого возможно нефтегазоносносно комплекса слабо изучены, поскольку в них нет залежей нефти и газа. В надсолевых девонских, каменноугольных и пермских отложениях широко развиты песчаные пласты коллекторов с хорошими емкостно-фильтрационными свойствами. Их пористость достигает 30‑35%, проницаемость 2,0‑2,5 дарси. Флюидоупоры в основном локальные и зональные. Пласты коллекторов на склонах поднятий обычно выходят под размыв и не имеют в их головных частях надежных флюидоупоров, что не благоприятствовало сохранению в них возможных залежей нефти и газа.
5. Гидрогеология нефтегазоносных комплексов
Припятский нефтегазоносный бассейн является самостоятельным артезианским бассейном со сложными гидродинамическими и гидрохимическими условиями, описанными ниже по данным Ж. А. Герасимовой и Л. И. Шаповал (1997).
Гидродинамические особенности нефтегазонсных комплексов определяются наличием двух гидродинамических этажей, отличающихся друг от друга генезисом напора подземных вод и темпами водобмена.
Верхний гидродинамический этаж включает отложения от кайнозоя до надсолевого девона включительно и является артезианским бассейном с инфильтрационным типом гидродинамического режима. В нем пластовые давления увеличиваются с глубиной по прямолинейной зависимости (нормальное распределение давления). Область питания располагается в пределах Белорусской и Воронежской антеклиз, Украинского щита, Полесской седловины, Микашевичского и Брагинского выступов фундамента. Наиболее высокие пьезометрические поверхности установлены на западе и северо-западе бассейна (200‑220 м). Это области питания и формирования напоров. Отсюда потоки подземных вод движутся к базисам подземного стока, приурочеенного к долинам рек Припять и Днепр (абсолютные отметки уровня 120‑140 м).
Нижний гидродинамический этаж включает отложения от верхней соленосной толщи до рифейских отложений включительно и является элизионным с геостатическим типом создания напоров подземных вод и замедленным, близким к застойному, режимом их движения. Для него характерно латеральное движение подземных вод вверх по восстанию пластов, лишь на участках разрывных нарушенний и отсутствия экранов отмечается переход латеральной миграции в вертикальную. В нем наблюдается инверсионное распределение давлений: на одних и тех же глубинах они максимальны в верхнесоленосном комплексе и уменьшаются вниз по разрезу в межсолевом и подсолевом комплексах, при чем в последнем они нередко ниже гидростатических. На одной и той же глубине в межсолевом комплексе пластовые давления на 2‑3 МПа ниже, чем в верхнесоленосном, а в подсолевом на 1,5‑2 МПа ниже, чем в межсолевом. Отмечены как аномально высокие (АВПД), так и аномально низкие (АНПД) давления.
В нижнем гидродинамическом этаже установлена площадная гидродинамическая зональность и выделяются три гидродинамических зоны: северная, центральная и южная. Первая соответствует Северной зоне ступеней, остальные две располагаются во Внутреннем грабене.
Границей нефтеносности является зона гидродинамического равновесия между инфильтрационными и элизионными водами. Языки внедрения инфильтрационных вод наблюдаются в западной части прогиба, наиболее значительные в южной гидродинамической зоне.
Геохимические особенности подземных вод свидетельствуют об условиях формирования и сохранения залежей нефти и газа и используются при оценке перспектив нефтегазоносности. Наиболее информативными показателями вод, которые при этом используются, являются химический состав и минерализация вод, отношения Ca/Mg, Cl/Br, Na/Cl, cодержания Br, J.
Состав и минерализация подземных вод изменяются от северной гидродинамической зоны к южной и от западных и восточных районов к центру прогиба.
В межсолевом водоносном комплексе в западной части северного гидогеологического района распространены воды хлоридно-кальциево-натриевого генетического типа с преобладанием хлоридов натрия, низким содержанием йода и брома и высоким (>300) значением хлорбромного отношения. К востоку состав вод меняется на хлоридно-натриево-кальциевый, минерализация возрастает до 350 г/л, повышается содержание брома (3‑3,5 г/л) и йода (0,03‑0,06 г/л), кальций-магниевый коэффициент изменяется от 4 до 6.
В центральной зоне прогиба в центре распространены рассолы хлоридно-натриево-кальциевого состава с минерализацией до 330‑340 г/л, кальциево-магниевым коэффициентом 3‑4, содержанием брома 1,3‑2,4 и йода 0,03 г/л. Это метаморфизованные седиментогенные рассолы, находящиеся в весьма закрытых гидрогеологических условиях. К западу состав воды меняется на хлоридно-кальциево-натриевый, содержание брома и йода уменьшается до 0,79 и 0,018 г/л.
В южной гидродинамической зоне на западе и востоке преобладают хлоридно-кальциево-натриевые воды инфильтрогеного генезиса, доля которых достигает 60%. Минерализация вод здесь составляет 250‑264 г/л, содержание брома не превышает 3‑4 г/л, содержание йода изменяется от 0,01 до 0,008 г/л. Это рассолы выщелачивания (Сl/Br от 450 до 1050 и более), в основном значительно или слабо метаморфизованные (Na/Cl от 0,72до 0,8 и более.). В гидрогеологическом отношении структуры полураскрытые или раскрытые. К центру южной зоны минерализация увеличивается до 360‑415 г/л, содержание брома до 5,3 г/л. Здесь развиты высокометаморфизованные (Na/Cl не превышает 0,6) хлоридно-натриево-кальциевые воды седиментогенного генезиса (Cl/Br не превышает 200), которые находятся в гидрогеологически закрытых условиях. Состав растворенного газа изменяется от азотного в краевых частях до углеводородно-азотного и углеводородного в центре зоны.
В подсолевом карбонатном комплексе северного гидрогеологического района минерализация вод возрастает с запада на восток от 250‑300 до 360‑400 г/л, гидрохимический класс вод меняется с хлоридно-кальциево-натриевого на хлоридно-натриево-кальциевый, слабометаморфизованные воды выщелачивания (отношение Cl/Br 1000 и более, Сa/Mg менее 3) сменяются метаморфизованными седиментационными (Cl/Br – 50) водами с отношением Ca/Mg не менее 6 и содержанием J до 0,03 и Br до 3 г/л.
В западной части центрального гидрогеологического района воды хлоридно-кальциево-натриевого класса с минерализацией 300‑320 г/л, с невысоким содержанием йода (до 0,01 г/л) и брома (до 2 г/л), седиментационные, с примесью инфильтрационных. К востоку зоны резко возрастает минерализация (380‑450 г/л), воды становятся хлоридно-натриево-кальциевыми, содержание брома в них достигает 6 г/л при концентрации йода не более 0,017 г/л, кальций-магниевое соотношение не превышает 6,7‑7,3, содержание магния возрастает до 11‑12 г/л. Воды седиментогенные весьма метаморфизованные, находятся в закрытых в гидрогеологическом отношеннии условиях.
На западе южной зоны воды хлоридно-кальциево-натриевые с минерализацией до 278 г/л, отношением Ca/Mg –3, низким содержанием йода (0,001 г/л) и брома (0,255 г/л), слабометаморфизованные, по генезису – воды выщелачивания. К востоку они сменяются хлоридно-натриево-кальциевыми водами с минерализацией 320‑400 г/л, с повышенным содержанием брома (5,08 г/л) и йода (0,017 г/л), отношением Ca/Mg более 6. Воды седиментационные, высокометаморфизованные, с закрытыми гидрогеологическими условиями.
В подсолевом терригенном комплексе распространены хлоридно-кальциево-магниевые рассолы, которые к периферии сменяются хлоридно-натриево-кальциевыми и хлоридно-кальциево-натриевыми с минерализацией от 466 до 285 г/л. Метаморфизация вод изменяется от слабой на западе (Na/Cl – 0,64‑0,86, Ca/Mg – 1,88‑3,3) до высокой в центре (Na/Cl ‑ 0,2‑0,8, Ca/Mg – 3,3‑7,7). Концентрация йода в рассолах достигает 0.021 г/л, брома – 0,712‑6,639 г/л. Хлорбромное соотношение изменяется от 62‑112 в центре до 300‑600 и более на западе в связи замещение седиментационных вод инфильтрационными.
В соответствии с изменениями гидродинамических и гидрохимических условий выполнено гидрогеологическое районирование Припятского прогиба с выделением гидрогеологических областей, районов и зон, которое отражает условия формирования и сохранения подземных вод.
Выделено три гидрогеологические области: краевая, переходная и внутренняя. Краевая гидрогеологическая область расположена в западной и юго-восточной частях прогиба и ее граница проводится по внешнему контуру перехода седиментогенных рассолов к инфильтрационным. Здесь развиты хлоридно-натриевые рассолы выщелачивания инфильтрационного генезиса с минерализацией до 300 г/л, содержанием брома не более 0,4 г/л, аммония – 0,2‑0,3 г/л, хлорбромным отношением более 300, натрий-хлорным отношением более 0,8. Состав воднорастворенных газов преимущественно азотный. Пластовые давления здесь обычно соответствуют гидростатическим. Гидрогеологические условия для формирования и сохранения залежей нефти и газа здесь малоблагоприятны.
Переходная гидрогеологическая область выделяется в значительной степени условно на границе внешней и внутренней зон как область смешения вод инфильтрационного и седиментационного генезиса.
Внутренняя гидрогеологическая область занимает большую, наиболее погруженную часть прогиба. В ней распространены седиментационные высокометаморфизованные рассолы хлоридно-натриево-кальциевого типа с высокой (300‑450 г/л) минерализацией. Коэффициенты Na/Cl имеют значения 0,1‑0,4, а Сl/Br – 40‑150. Содержание брома в рассолах достигает 6 г/л, сульфатов не превышает 1 г/л, аммония – 0,3‑1 г/л. Состав воднорастворенных газов преимущественно углеводородный (более 70%) с высокой (15‑20%) долей тяжелых УВ. С севера на юг зоны происходит смена углеводородного газа на азотно-углеводородный и углеводородно-азотный. Отношение пластовых и гидростатических давлений здесь достигает 1,5. Внутренняя гидрогеологическая область характеризуется хорошей гидрогеологической закрытостью и имеет благоприятные условия для формирования и сохранения залежей углеводородов.
Внутренняя гидрогеологическая область делится на северный, центральный и южный районы, а в их пределах выделяются отдельные резервуары в качестве гидрогеологических зон. Они отличаются по многим гидродинамичесим и гидрохимическим параметрам, гидрогеологическим условиям формирования и сохранения залежей и перспективам нефтеносности.
В качестве локальных и зональных гидрогеологических показателей нефтегазоносности в условиях Припятского прогиба рассматриваются повышенные содержания аммония, радия, водорастворенного органического вещества, фенолов, бензола, углеводоодных водорастворенных газов.
6. Генезис углеводородов и формирование залежей
Нефтепроизводящие толщи
Под нефтепроизводящими толщами понимаются осадочные образования, для которых установлены реальные признаки участия в генерации и первичной миграции углеводородов. Главными параметрами нефтематеринской породы являются содержание органического вещества (Сорг), его генетический тип, степень катагенеза, эмиграция углеводородов. В Припятском прогибе они были изучены В. А. Лапутем, Е. А Никуленко, З. Л. Познякевичем и ниже описаны по их данным. Органического вещества, достаточного для генерации углеводородов и формирования их залежей, должно быть не меньше 0,3% для карбонатных и 0,5% для глинистых пород, а степень его катагенеза – не ниже МК1. В нефтематеринских породах должно преобладать сапропелевое органическое вещество. Согласно принятой классификации ОВ по Н. Б. Вассоевичу выделяются следующие типы исходного ОВ: I – сапропелевый (алиновый), II – сапропелевый (алциновый и амикагиновый), III – гумусовый (арконовый).
В осадочном чехле Припятского прогиба обогащены органическим веществом и могут считаться нефтематеринскими эйфельские и франские подсолевые карбонатные, а также раннефаменские межсолевые отложения. Позднефаменско-турнейские надсолевые породы также обогащены органическим веществом и являются сланценосными. Рифейские, вендские, живетские и нижнефранские терригенные отложения содержат органическое вещество меньше кларкового и не могут рассматриваться в качестве нефтематеринских.
Эйфельские отложения содержат в среднем 0,54% органического углерода и 0,007% битумоидов. В песчаниках и алевролитах содержится Сорг 0,1‑0,25%, в известняках –0,42‑0,86%, в мергелях –0,68%, в глинах –от 0,25 до 1,3%. Битуминозность пород колеблется от 0,02 до 1,32%. Эйфельские отложения рассматриваются как возможно нефтематеринские с весьма ограниченным потенциалом.
Франские карбонатные отложения являются источником углеводородов для подсолевого комплекса.
В отложениях саргаевского горизонта содержание Сорг изменяется от 0,2 до 0,9% и в единичных образцах достигает 1%, а в глинах ‑ 2,18%. Содержание хлороформенных битумоидов колеблется от 0,01 до 0,054% и иногда достигает 0,27%. Степень битуминозности пород 1,5‑18,6%, редко ‑ 54‑92%. Органическое вещество саргаевских отложений в большинстве своем относится к сапропелевому и смешанному гумусо-сапропелевому типам в пределах Северной зоны ступеней и к более гумусовому во Внутреннем грабене в центре и на юге прогиба.
Семилукские отложения обогащены органическим веществом в нижней части (моисеевские слои). Моисеевские слои мощностью 5‑17 м более глинистые, содержат пропластки черных глин и мергелей, обогащенных разложившимся органическим веществом с битуминизированными растительными остатками, и напоминают доманиковый тип разреза межсолевой толщи Припятского прогиба. Содержание Сорг изменяется в них от 0,11 до 5,52% и в большинстве образцов равно 0,31‑1,72%. Количество хлороформенных битумоидов изменяется от 0,02 до 0,09%, иногда достигает 0,128‑0,495%. Степень битуминозности 10‑14%, редко – 26‑43%. Верхняя часть семилукского горизонта (буйновичские слои) сложена известняками и доломитами и содержит меньше органического вещества: содержание Сорг изменяется от 0,007 до 1,32%, содержание хлороформенных битумоидов ‑ от 0,01 до 0,08%, степень битуминозности пород варьирует от 3 до 18%. Породы семилукского горизонта, в особенности моисеевских слоев, рассматриваются как основной источник углеводородов в подсолевых отложениях Припятского прогиба. В семилукских отложениях наиболее часто встречается ОВ сапропелевого алинового и алцинового типа (50% случаев) и нефти, генетически связанные с этим типом ОВ (78% случаев). Это свидетельствует о генетической связи нефтей и исходного ОВ в семилукских отложениях и об их наиболее высоком генерационном потенциале в разрезе подсолевого нефтеносного комплекса. Вместе с тем намечаются некоторые изменения типа ОВ и нефтей по площади прогиба. Так, в восточной части Речицко-Шатилковской ступени (Речицкое, Осташковичское, Вишанское месторождения) распространено ОВ сапропелевого алинового типа и генетически связанные с ним нефти, характеризующиеся наличием максимума н -алканов в низкомолекулярной области. В пределах Червонослободско-Малодушинской ступени увеличивается содержание гумусового и гумусоподобного (амикагинового) типов ОВ и появляются нефти, связанные с ОВ этого типа (Октябрьская, Притокская,Малодушинская площади).
Пестроцветные мергельно-глинистые породы речицкого горизонта содержат незначительное количество органического вещества (Сорг 0,05‑0,15%), недостаточное для генерации промышленных количеств нефти.
В воронежских и в подсолевых евлановских отложениях содержание Сорг в половине образцов превышаетот 0,3% и достигает 0,84, а иногда 1,61%. Количество хлороформенных битумоидов изменяется от 0,01 до 0,1, ингда достигает 0,5%. Степень битуминозности колеблется от 0,5 до 62%. Повышенные содержания органического вещества тяготеют к северо-восточной части прогиба. Породы можно считать нефтематеринскими, но с более ограниченным потенциалом по сравнению с семилукскими. В воронежских и евлановских отложениях тип ОВ изменяется от смешанного сапропелевого (алинового и алцинового) на севере прогиба до смешанного гумусово-сапропелевого, а затем и сапропелево-гумусового в южном направлении.
В целом для подсолевого карбонатного нефтеносного комплекса характерно снижение доли сапропелевого ОВ от семилукских отложений (50%) вниз к саргаевским (27%) и вверх к воронежским (18%) и евлановским (16%), а по площади с севера на юг от Северной зоны ступеней к Внутреннему грабену, что соответствует снижению генерационного потенциала в этом направлении.
Межсолевые отложения являются основным нефтегазоносным комплексом Припятского прогиба и все его залежи сформировались за счет органического вещества этого комплекса.
Отложения домановичского горизонта содержат повышенное количество Сорг (0,3‑1,99%), содержание хлороформенных битумоидов в них изменяется от 0,011 до 0,223%, степень битуминозности – от 5 до 35%. Они могли принимать участие в генерации углеводородов, на что указывает и пропитанность битумами пачки глинисто-карбонатных пород в верхней части горизонта (4‑15 м) на ряде площадей.
Отложения вышележащих кузьмичевских слоев также обогащены Сорг (0,3‑8,06%), количество битумоидов колеблется от 0,001 до 1,405%, степень битуминозности изменяется от 0,3 до 25%. Содержание Сорг более 0,3% отмечены в 70% скважин. Начиная с кузьмичевских отложений, отмечается обогащенность органическим веществом пород в центральных районах прогиба, где межсолевые отложения накапливались в относительно глубоководных условиях.
Отложения играевских слоев также содержат повышенное количество Сорг. Его количество в породах нижнеиграевских (тонежских) слоев в пачке М3 достигает 2,45%, в пачке М4 – 3,49%, при этом повышенное содержание (более 0,3%) встречено в 55% скважин. Количество хлороформенных битумоидов изменяется от 0,01 до 0,272%, а степень битуминозности органического вещества – от 2,3 до 33%. В верхнеиграевских (тремлянских) отложениях повышенное содержание Сорг отмечено в 66% изученных скважин. Количество хлороформенных битумоидов колеблется от 0,01 до 0,327%, а степень битуминозности – от 2,3 до 64%. Наибольшее среднее содержание органического углерода (1% и более) установлено в депрессионных известняково-глинисто-мергельных разрезах центральной части впадины. В доломитово-известняковых и глинисто-песчано-известняковых разрезах северного карбонатного и южного терригенного шельфа среднее содержание Сорг снижается до 0,5%.
В вишанских слоях задонского горизонта среднее содержание органического углерода также высокое (2,99%) и в 64% изученных скважин его содержание превышает 0,3%. Наиболее высокое содержание Сорг (более 1%) характерно для пород центральной депрессионной части задонского седиментационного бассейна. В северной шельфовой зоне его содержание снижается до 0,5‑1%, 0,3‑0,5% и даже 0,3% и менее. Количество хлороформенных битумоидов изменяется от 0,009 до 1,069%, степень битуминозности – от 2,4 до 17%.
В туровских слоях елецкого горизонта среднее содержание Сорг более 0,3% отмечено в 60,7% скважин, а в 28% скважин больше 1% (1‑5,25%), в дроздовских слоях – соответственно в 72 и 32% скважин. Количество хлороформенных битумоидов в отложениях туровских слоев изменяется от 0,007 до 1,610%, а в дроздовских – от 0,005 до 1,479%. Степень битуминозности изменяется от 7 до 27%, но иногда достигает 70‑100%.
В отложениях петриковского горизонта количество Сорг изменяется от 0,06 до 4,5%, при чем в 84% скважин его среднее содержание превышает 0,3%. Количество хлороформенных битумоидов составляет от 0,01 до 0,715%, степень битуминозности ‑–от 2,2 до 35, иногда до 60‑70%. В кровле петриковских отложений встречается пачка переслаивания мергелей, известняков и доломитов с прослоями карбонатных глин и горючих сланцев, сильно обогащенная органическим веществом и битумом, которая является одной из нефтегенерирующих в межсолевом комплексе.
Распределение органического вещества в межсолевых отложениях в разрезе и по площади определялось фациальными условиями осадконакопления. Начиная с кузьмичевского времени в центре прогиба формировался последовательно углублявшийся и расширявшийся седиментационный морской бассейн, обрамленный карбонатным шельфом на севере, глинисто-карбонатным на западе и карбонатно-терригенным на юге. Глубина его изменялась по полощади и возрастала со временем от 150 до 600‑700 м. В нем накапливались осадки, обогащенные глинистым материалом и органическим веществом. Среднее количество Сорг >1% контролируется изобатой 150 м. На шельфе среднее содержание Сорг составляло 0,5‑1%, а в прибрежных зонах менее 0,3%.
Для межсолевых отложений характерна значительная пестрота в распространении ОВ сапропелевого алинового, сапропелевого алцинового и амикагинового и гумусового (арконового) типа. В среднем содержание сапропелевого ОВ возрастает от задонских (53‑56%) и петриковских (79%) к елецким (87%) отложениям, в таком же порядке возрастает и генерационный потенциал пород. По площади содержание гумусового ОВ возрастает к периферии бассейна осадконакопления: к западной части прогиба, к Северной и Южной прибортовым зонам.
Оценка генетического потенциала отложений межсолевого комплекса по пиролитическим данным показала, что высоким (более 6 кг/т) и умеренным (2‑6 кг/т) генетическим потенциалом обладают глины и мергели петриковских, елецких и задонских отложений.
Катагенез рассеянного органического вещества
Ведущим фактором катагенеза, под влиянием которого происходит преобразование пород и рассеянного органического вещества с образованием углеводородов, является температура, в меньшей степени давление покрывающих пород, тектонические напряжения и время.
Наиболее надежным показателем палеотемператур и степени катагенетического преобразования осадочных пород считается отражательная способность витринита (ОСВ). Для определения палеотемператур используются также результаты приролитических исследований по определению Тмах. Данные по ОСВ по 178 скважинам и данные по Тмах по 42 скважинам послужили основой для построения графиков зависимости отражающей способности витринита от глубины погружения по отдельным районам, зонам и комплексам, что позволило получить дополнительные материалы на тех участках, где аналитические результаты отсутствовали. По этим данным была составлена таблица глубинной и временной зональности ГФН и градаций катагенеза для подсолевых карбонатных и межсолевых отложений и были построены схематические карты катагенеза пород подсолевого карбонатного (рис. 69) и межсолевого (рис. 70) нефтеносных комплексов Припятского прогиба (Никуленко, Познякевич, 1997).
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 30 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |