На карте катагенеза пород подсолевого карбонатного комплекса выделяются в целом субширотно ориентированные зоны, при этом степень катагенеза возрастает с увеличением глубины залегания отложений. Вместе с тем, степень катагенеза пород в целом уменьшается с севера на юг: так глубина градации катагенеза МК3 погружается от 3,8 км на севере до 4,4 км в центре и 5, 2 км на юге прогиба.
В Северной зоне ступеней наиболее высокие градации катагенеза МК3‑МК4 приурочены к погруженным (до 4‑5 км) северным частям Речицко-Шатилковской и Червонослободско-Малодушинской ступеней. В Северной прибортовой зоне, в южных поднятых частях ступеней с уменьшением глубины залегания степень катагенеза снижается до МК2, а в отдельных частях до МК3 и ниже. Таким образом, в погруженных (более 4000 м) частях Речицко-Вишанской и Червонослободско-Малодушинской ступеней были наиболее оптимальные палеогеотерми-ческие условия для генерации углеводородов.
В пределах Внутреннего грабена градации катагенеза МК3 и в небольшой мере МК4 отвечают наиболее погруженным частям Заречинско-Великоборской, Шестовичско-Сколодин-ской и Ельско-Наровлянской ступеней (глубина 4400‑5200 м и более). Значительно шире здесь распространена зона катагенеза МК2‑МК1, а в западной части прогиба уровень катагенеза снижается до ПК3 и ниже. В связи с этим площадь с оптимальными палеогеотермическими условиями генерации углеводородов во Внутреннем грабене меньше, чем в Северной зоне ступеней.
Схематическая карта катагенеза пород межсолевого комплекса в целом повторяет подсолевую, но степень катагенеза здесь ниже. Межсолевые отложения также наиболее преобразованы в погруженных частях Речицко-Вишанской и Червонослободско-Малодушин-ской ступеней. По кровле межсолевого комплекса уровень катагенеза снижается на одну градацию и соответствует МК2‑МК3. В поднятых частях ступеней и в Северной прибортовой зоне степень катагенеза снижается до МК1 и ПК3. По сравнению с подсолевым комплексом уровень катагенеза в межсолевом комплексе здесь снижается на 1‑2 градации.
Во Внутреннем грабене наиболее катагенетически преобразованными являются отложения в погруженной части Заречинско-Великоборской ступени (МК3‑МК4 по подошве и МК3 по кровле межсолевого комплекса). На остальной большей части Внутреннего грабена уровень катагенеза невысок (МК1‑ПК3) и только в погруженных частях Шестовичско-Сколодинской и Ельско-Наровлянской ступеней на небольшой территории степень катагенеза достигает градации МК2.
Невысокая степень катагенеза подсолевых и межсолевых отложений в Припятском прогибе при значительных глубинах залегания объясняется влиянием двух мощных соленосных толщ с высокой теплопроводностью, которые выполняют роль холодильников.
Латеральная асимметрия катагенетической преобразованности пород с большей степенью преобразованности в северной части прогиба объясняется геотермической и палеогеотермической асимметрией. Современные температуры в подсолевом комплексе уменьшаются с севера на юг от 75 до 35о С, а палеотемпературы уменьшались соответсвенно от 170 до 70о С. Это обусловлено тем, что в северной части палеорифта была основная зона растяжения земной коры и литосферы в целом, и к ней был приурочен основной конвективный и кондуктивный поток глубинного тепла.
Таким образом, условия катагенетического преобразования органического вещества и генерации углеводородов в Северной зоне ступеней и в пределах Внутреннего грабена существенно отличались. Наиболее благоприятными (градация катагенеза МК2 и выше) условия для максимальной реализации нефтематеринского потенциала отложений подсолевого и межсолевого комплексов были в Северной зоне ступеней (60 и 40% территории). Во Внутреннем грабене такие условия были только на 13 и 9% территории. Менее благоприятные условия для генерации углеводородов при градациях катагенеза МК1 и ПК3 имеют подсолевые и межсолевые отложения на остальной части Северной зоны ступеней (40 и 60% территории соответственно), а также подсолевые отложения Внутреннего грабена (68% территории) межсолевые отложения центра (47% территории) и юга (20%). Значительная часть территории центра (40%) и юга (70%) по межсолевым отложениям и значительно меньшая часть (8 и 15%) по подсолевым отложениям характеризуются градацией катагенеза ПК3 и менее, когда процессов генерации и эмиграции углеводородов в масштабах, необходимых для образования залежей, не происходило.
Этим и объясняется, почему основной очаг нефтеобразования (Бескопыльный, 1975) находится в Северной зоне ступеней и тяготеет к его восточной части, где и расположены основные залежи нефти Припятского прогиба. Более мелкие очаги нефтеобразования в межсолевых и особенно в подсолевых отложениях имеются также в пределах Внутреннего грабена, где они в основном приурочены к погруженным частям Заречинско-Великоборской, Шестовичско-Сколодинской и Ельско-Наровлянской ступеней.
Главная фаза и зона нефтеобразования
Под главной фазой нефтеобразования (ГФН) Н. Б. Вассоевич (1970) понимал этап преобразования органического вещества и массовой генерации и эмиграции углеводородов, который начинается на стадиях катагенеза МК1, продолжается на стадии МК2 и достигает максимума к стадии МК3. Главная фаза нефтеобразования протекает при температуре 60‑180о С на глубине 2‑4 км и этот интервал и его отложения получили название главной зоны нефтеобразования. По мнению зарубежных исследователей (Тиссо, Вельте, 1981) главная зона нефтеобразования, которую они называют нефтяным окном, отвечает градациям катагенеза МК1‑МК4. Вопросы стадийности нефтеобразования разрабатывались на примере преимуществено глинистых карбонатных толщ. По мнению Б. А. Соколова (1980, 1985) в карбонатных породах этот процесс протекает несколько иначе, и в связи с их ранней литификацией в них выделяются верхняя и нижняя зоны нефтеобразования, при чем реализация их нефтематеринского потенциала осуществляется в основном в нижней зоне при температуре 100‑150о С в условиях метакатегенеза (градации МК4, МК5), т. е. в более жестких термобарических условиях, чем в глинистых толщах.
Поскольку в Припятском прогибе основные нефтеносные толщи карбонатные и в разрезе присутствуют две мощные соленосные толщи, играющие роль холодильников, главная зона нефтеобразования здесь должна смещаться вниз по разрезу в условия больших глубин и жестких термобарических условий.
Проявление ГФН имеет место на разных глубинах и при разных уровнях катагенеза пород и ОВ, что связано с конкретными термобарическими условиями района, литологическим составом пород, генетическим типом ОВ. По мере погружения с ростом уровня катагенеза пород и ОВ изменяется содержание хлороформенного битумоида “А” (ХБ), величины битумоидного коэффициента, содержание в битуме масел, элементный состав, и анализ этих данных позволяет определить глубины и время проявления ГФН. Для Припятского прогиба эти процессы были рассмотрены Е. Ф. Никуленко (1997) по основным нефтеносным комплексам, районам и зонам, построены графики изменения состава хлороформенного битумоида “А” и его содержания в рассеянном органическом веществе (содержание масел, углерода и изменение битумоидного коэффициента) от глубины. Анализ графиков позволил определить для каждого комплекса и для отдельных зон глубины, уровни катагенеза и другие особенности проявления ГФН (табл. 24).
Наименьшая глубина проявления ГФН установлена в северо-восточной части прогиба на Александровской и Борщевской площадях в области проявления позднедевонского вулканизма, высокого теплового потока и интенсивного прогрева недр. Здесь увеличение содержания хлороформенного битума, битумоидного коэффициента, содержания масел и углерода в межсолевых отложениях отмечается до глубины 2200 м, что указывает на масштабную генерацию УВ. Ниже эти показатели снижаются, что свидетельствует о масштабной эмиграции УВ.
Западнее, в Предберезинской зоне опусканий в погруженной части Речицко-Вишанской ступени на Чернинской, Оземлинской, Моисеевской, Шатилковской, Боровиковской и других структурах глубина проявления ГФН резко увеличивается до 3300‑3700 м в межсолевых и 3900‑4100 м в подсолевых отложениях при градациях катагенеза соответственно МК1‑МК2 и МК2‑МК3 3. В то же время в Северной прибортовой зоне, а также в поднятых южных частях Речицко-Вишанской и Червонослободско-Малодушинской ступеней при снижении глубины залегания межсолевого и подсолевого комплексов глубина проявления ГФН снижается соответственно до 2300 и 2600 м и 2900 и 2900‑3100 м при степени катагенеза МК2. Однако на южных погруженных крыльях Речицко-Вишанской и Червонослободской зон поднятий при увеличении глубины залегания межсолевого и подсолевого комплексов глубины генерации и эмиграции также сдвигаются соответственно к 3900 и 4200‑4300 м.
В центре и на юге прогиба в пределах Внутреннего грабена условия проявления ГФН иные. Здесь главная фаза нефтеобразования смещена к более низкой градации катагенеза (МК1), но на большие глубины: в Мозырско-Каменской зоне – 3300‑3500 м, а в Ельской депрессии – около 4000 м. Для большей части центра и юга и особенно их западных частей четких закономерностей в изменении геохимических показателей с глубиной не наблюдается, так как в интевале 1100‑2500 м преобладает градация катагенеза ПК3, что не обеспечивает достаточные для формирования залежей масштабы генерации и эмиграции углеводородов.
Подсолевые карбонатные отложения с позиций проявления ГФН находятся в лучших условиях, чем межсолевые. В Северной зоне ступеней ГФН проявляется практически на всей территории эа исключением крайних западных участков, в пределах Внутреннего грабена на 80% территории. Межсолевые отложения Северной зоны ступеней также находились в зоне ГФН на большей части территории, в то время как в пределах Внутреннего грабена на большей части территории (40% территории в центре и 70% на юге) они не погружались в главную зону нефтеобразования и не реализовали свой нефтематеринский потенциал.
Изучение генетического потенциала межсолевого комплекса приролитическим методом подтвеждает эти выводы. Только в Северной зоне ступеней Тмах достигает 440о С, что соответствует условиям нефтяного окна, в пределах Внутреннего грабена она не превышает 427о С, что свидетельствует о недостаточно высокой преобразованности органичесого вещества.
В целом начало главной фазы нефтеобразования в условиях Припятского прогиба приурочено к градации катагенеза МК1 при глубинах от 2000 до 4000 м, а основная генерация и массовая эмиграция УВ происходит при градации катагенеза МК2 на глубинах от 2500 до 4500 м.
Таким образом глубинная и территориальная зональность проявления ГФН и градаций катагенеза объясняют характер распределения начальных потенциальных ресурсов в Припятском прогибе, плотность которых наиболее высока в Северной зоне ступеней, к которой приурочена главная область нефтеобразования и основные разведанные ресурсы УВ.
Формирование залежей нефти
Формирование залежей нефти начинается с эмиграции углеводородов из нефтепроизводящих отложений с их последующей миграцией из зон нефтеобразования в зоны нефтенакопления. Для выделения и обоснования таких зон использовались (Лапуть, Никуленко, 1997) следующие геохимические параметры: плотность эмигрировавших (П эмг) и миграционных (П миг) битумоидов; качественное состояние самих битумоидов в этих зонах, определяемая степенью их восстановленности (К 2); класс нефтепроявлений (выделяется восемь классов нефтепроявлений от твердых битумов до подвижной нефти).
Были составлены схематические карты плотностей эмиграционных и миграционных битумоидов для межсолевого (рис. 71) и подсолевого карбонатного (рис. 72) нефтеносных комплексов и на них выделены зоны нефтеобразования и зоны нефтенакопления. Зоны нефтеобразования оконтурены изолиниями плотности эмиграционных битумоидов – 50 тыс. т/км2 , а зоны нефтенакопления – плотностью миграционных битумоидов 50 тыс. т/км2 . Отмечается четкая связь структуры нефтеносных комплексов и геохимических показателей: погруженным зонам соответствуют повышенные значения плотностей эмиграционных битумоидов (Пэмг) и они являются зонами нефтеобразования, повышенным зонам отвечают пониженные значения П эмг и повышенные значения плотностей миграционных битумоидов (П миг), а также повышенные значения коэффициента качественного состояния битумоидов (К 2), и они являются зонами нефтенакопления. Изменяется и характер нефтепроявлений: от твердых битумов в зонах нефтеобразования до подвижной нефти в кавернах и трещинах в зонах нефтенакопления.
В межсолевом нефтеносном комплексе Северного нефтеносного района выделяется несколько зон генерации и аккумуляции углеводородов.
В погруженной части Речицко-Шатилковской ступени выделена обширная Предберезинская зона опусканий с относительно высокой плотностью эмигрировавших битумоидов (П эмг = ‑100 тыс. т/км2) и нефтепроявлениями 1-го класса (твердый битум, запах битума). С севера и с юга к ней примыкают Судовицко-Березинская и Оземлинско-Первомайская зоны поднятий. По направлению к ним плотность эмигрировавших углеводородов снижается до –50 тыс. т/км2 и менее (т. е в 2‑3 раза), а плотность миграционных битумоидов увеличивается от 20 до 100‑400 и 1000 тыс. т/км2, тип нефтепроявлений изменяется от 1-го класса (твердый битум) к 3‑8-му (капли, запах, выпоты нефти). По геохимическим показателям они оцениваются как зоны нефтенакопления, куда мигрировали углеводороды из Предберезинской зоны нефтеобразования.
В восточной части Речицко-Шатилковской ступени выделяется Предалександровская зона нефтеобразования, которая оконтуривается изолинией П эмг = ‑100 тыс. т/км2 и изолинией нефтепроявлений 1-го класса. С севера к ней примыкает Александровско-Дубровская зона нефтенакопления, которая оконтуривается изолинией повышенного содержания П миг = 50‑800 тыс. т/км2. С юга к ней примыкает самая крупная Речицко-Вишанская зона нефтенакопления с плотностью миграционных битумоидов 200‑400 тыс. т/км2 и более. Плотность миграционных битумоидов снижается с востока на запад зоны до 20 тыс. т/км2 на Малынской и Холопиничской площадях, что свидетельствует о снижении перспектив нефтеносности зоны в этом направлении.
В погруженной части Червонослободско-Малодушинской ступени выделяются Предборисовская и Предречицкая зоны нефтеобразования, которые оконтуриваются изолиниями П эмг –300 и –200 тыс. т/км. С юга к ним примыкают Червонослободская и Малодушинская зоны нефтенакопления, которые выделяются по П миг 100‑300 тыс. т/км2.
В Южном нефтеносном районе в пределах Внутреннего грабена выделяются Предчервонослободская и Предмалодушинская зоны нефтеобразования в погруженной части Заречинско-Великоборской ступени с повышенной (‑90‑100 тыс. т/км2) плотностью эмиграционных битумоидов. К югу от них расположены Комаровичско-Савичская и Заречинско-Дудичская зоны нефтенакопления с плотностью миграционных битумоидов 100‑600 и 1000 тыс. т/км2. Комаровичско-Савичская зона нефтенакопления расположена в средней части ступени и характеризуется также повышенной (60‑300 тыс. т/км2) плотностью эмиграционных битумоидов, т. е является одновременно и зоной нефтеобразования.
В осевой части прогиба выделяется Мозырско-Каменская зона генерации УВ с глубиной залегания межсолевых отложений 3400‑3800 м, оконтуренная изолинией повышенной плотности эмиграционных битумоидов (‑100 тыс. т/км2). С запада к ней примыкают Шестовичско-Скрыгаловская, Сколодинско-Каменская и Гостовская группы структур, которые могут быть зонами аккумуляции. Однако, как и выделяемые северо-западнее Копаткевичско-Бобровичская и Конковичско-Южно-Гороховская зоны поднятий, ввиду отсутствия коллекторов в межсолевых отложениях они являются малоперспективными.
На западе центральной части прогиба плотность эмиграционных битумоидов не высока (менее 100 тыс. т/км2), нефтепроявления отсутствуют или отмечаются окисленные битумы, что свидетельствует о неблагоприятных условиях для формирования здесь залежей нефти в межсолевых отложениях.
На юге прогиба выделяется Южно-Ельская зона генерации УВ с плотностью эмиграционных битумоидов от –100 до – 300 тыс. т/км2 и высокой (К2 достигает 2,2 ) восстановленностью битумоидов, которая оценивается как зона генерации со средней продуктивностью межсолевой нефтематеринской толщи. По периферии зоны выделяются участки с высокими (от 500 до 2800 тыс. т/км2) содержаниями миграционного битумоида. С юга к ней примыкает Выступовичская зона нефтенакопления с высоким (800‑4000 тыс. т/км2) значением П миг и высоким (К2 равно 4‑5 ) уровнем восстановлености битумоидов. Примыкающая с севера Ельская зона нефтенакопления характеризуется высокой плотностью (500‑2000 тыс. т/км2) миграционных битумоидов и обилием нефтепроявлений 5‑6 классов (капли, выпоты подвижной нефти), но показатель качественного состояния битумов низкий (К 2 равно 0,5‑1,5), что снижает перспективы зоны.
На западе южной части прогиба количество эмиграционных битумоидов равно –200 тыс. т/км2, однако миграционные битумы отсутствуют, восстановленность битумов низка (К 2 меньше 0,5), что свидетельствует о плохих условиях сохранности УВ и возможном окислении их инфильтрационными водами.
В подсолевом карбонатном нефтеносном комплексе выделяются те же зоны генерации и аккумуляции УВ, что и в межсолевом комплексе, при этом в плане они совпадают.
В Северной зоне ступеней выделяются Предберезинская и Предалександровская зоны генерации на западе и востоке погруженной части Речицко-Вишанской ступени с повышенной (до –100‑300 и –50 тыс.т/км2) величиной П эмг. В погруженной части Червонослободско-Малодушинской ступени выделяются Предборисовская и Предречицкая зоны генерации с невысокой (‑50 тыс. т/км2) величиной П эмг. К ним примыкают Судовицко-Березинская, Оземлинско-Первомайская, Речицко-Вишанская, Борисовско-Дроздовская, Малодушинская, Червонослободская зоны нефтенакопления с повышенным (от 50 до 500 тыс. т/км2) содержанием П миг.
На севере Внутреннего грабена в погруженной части Заречинско-Великоборской ступени повышенными (до 522 тыс. т/км2) значениями П эмг выделяются Предчервонослободкая и Предмалодушинская зоны генерации УВ. Южнее выделены Прудокско-Гороховская зона генерации с плотностью эмиграционных битумоидов от –50 до –180 тыс. т/км2 и многочисленными нефтепроявлениями 1-го класса. Преднаровлянская и Предвыступовичская зоны генерации характеризуются еще более низкими (до –30 тыс. т/км2) величинами эмиграционных битумоидов и нефтепроявлениями 1-го класса.
К зонам генерации примыкают Комаровичско-Савичская, Заречинско-Дудичская, Омельковщинская, Сколодинская, Гостовско-Каменская, Западно-Валавско-Николаевская, Новорудненская и Выступовичская зоны нефтенакопления с невысокими плотностями миграционных битумоидов.
На западе прогиба отсутствуют прямые признаки нефтеносности, что свидетельствует о низком генерационном потенциале и низкой перспективности этой части прогиба.
В целом подсолевые карбонатные отложения Внутреннего грабена отличаются невысокой плотностью эмиграционных и миграционных битумоидов, снижающейся с севера на юг, нефтепроявлениями низкого качества (битумы типа асфальтенов, керитов, оксикеритов), что свидетельствует о низком нефтегенерационном потенциале, неблагоприятных условиях сохранения УВ и невысоких перспективах нефтеносности Внутреннего грабена по сравнению с Северной зоной ступеней.
Подсолевой терригенный нефтеносный комплекс характеризуется более низкой плотностью эмиграционных битумоидов, которая изменяется от –90‑190 тыс. т/км2 в Предберезинской гоне генерации до –50 в Предалександровской, ‑ 84 в Предречицкой, ‑60 в Предчервонослободской, до –65‑140 в центре и до –30 тыс. т/км2 на юге прогиба. В зонах аккумуляции плотность миграционных битумоидов увеличивается от Судовицско-Березинской зоны к Червонослободско-Малодушинской (от 80‑100 до 50‑500 тыс.т/км2) и к центру прогиба (от 300‑500 до 1000 тыс. т/км2) и снижается к югу прогиба (300‑370 тыс/ т/км2). Коэффициент качественного состояния битумоидов уменьшается от центра (0,2‑2,6) к северу (0,07‑1,31) и югу (0,38‑1,31) прогиба. В отличие от подсолевого карбонатного комплекса в подсолевом терригенном на западе прогиба довольно высока плотность миграционных битумоидов (495‑965 тыс. т/км2) и показатели их качественного состояния (4‑7 классы). Однако в целом масштабы генерации УВ в подсолевом терригенном комлексе значительно ниже, чем в подсолевом карбонатном.
Процессы массовой генерации и эмиграции углеводородов из зон генерации в зоны аккумуляции и в ловушки в их пределах с формированием залежей нефти происходили в главную фазу генерации УВ. ГФН в разных комплексах, районах и зонах Припятского прогиба проявилась на разных глубинах, в разное время и в неодинаковой степени, что связано с разным типом ОВ и в основном с палеогеотермическим режимом. Начало проявления ГФН (МК 1) в межсолевых отложениях приурочено к глубине от 2000 м в северной зоне ступеней, до 3400 м в центре и 4000 м на юге, а в подсолевых отложениях смещено на несколько меньшие глубины. Максимальная генерация углеводородов происходила на глубине 2600‑4100 м (МК 1‑ МК 2, реже МК 3). Для подсолевых отложений это соответствует времени накопления верхней соленосной толщи, для межсолевых – времени накопления верхней соленосной толщи и надсолевых девонских отложений.
Ступени, зоны приразломных погружений и поднятий и приуроченные к ним зоны нефтеобразования и нефтенакопления начали активно формироваться с начала рифтовой стадии и наиболее активно формировались в среднем фамене во время накопления верхней соленосной толщи. Времени накопления верхней соленосной толщи в среднем фамене отвечает максимум рифтогенеза с большой скоростью погружения и осадконакопления и наиболее интенсивными подвижками по разломам. Зоны нефтеобразования и зоны нефтенакопления и осложняющие их ловушки являются догенерационными и сингенерационными, что создавало благоприятные условия для формирования залежей нефти. Во время накопления верхнесоленосных, в меньшей степени надсолевых девонских отложений происходило интенсивное уплотнение подсолевых и межсолевых пород с отжатием из них седиментационных вод, таким образом в Припятском прогибе главная фаза нефтеобразования совпала с главной фазой эмиграции углеводородов из нефтеметеринских отложений в резервуары. Естественно, это создавало благоприятные условия для формирования залежей нефти.
Спад тектонической активности намечается в Припятском прогибе с позднефаменского времени: темпы погружения и осадконакопления во время накопления надсолевых девонских отложений, а также подвижек по разломам, снизились в 2‑5 раз по сравнению с средним фаменом, временем накопления верхней соленосной толщи. С карбона, с началом стадии наложенной синеклизы темпы погружения, осадконакопления и подвижек по разломам снизились на порядок и более по сравнению с главной, среднефаменской фазой рифтовой стадии. Со снижением темпов рифтогенеза в позднем фамене и его прекращением начиная с раннего карбона начался процесс деградации теплового поля, в результате чего современные температуры в чехле в два раза ниже по сравнению с главной фазой рифтовой стадии. Поэтому следует полагать, что оптимальные термобарические условия для генерации УВ и формирования залежей были в среднем фамене в главную и в позднем фамене в заключительную фазы рифтовой стадии, а к началу карбона главная фаза нефтеобразования и процесс формирования залежей нефти в Припятском прогибе в основном завершились. Залегание триасовых, а на Копаткевичском поднятии визейских отложений на брекчии кепрока, пропитанной нефтью, свидетельствует, что залежи нефти к этому времени в подсолевых и межсолевых отложениях были сформированы и разрушались.
Нефти подсолевого и межсолевого комплексов генетически разнородны и имели собственные очаги генерации и залежи нефти формировались в них в результате латеральной миграции в подсолевых и межсолевых отложениях из погруженных в поднятые части ступеней вверх по восстанию отложений. Расстояния латеральной миграции сопоставимы с шириной ступеней, так как ступени в главную фазу генерации были в основном изолированы друг от друга каменной солью по разломам. Нефти в боричевском резервуаре основания галитовой субформации на Полесском и Выступовичском месторождениях генетически связаны с подстилающими петриковскими отложениями. На Северо-Домановичском месторождении в кореневском резервуаре, а также, вероятно, в тишковском и шатилковском резервуарах на Тишковской, Осташковичской, Шатилковской и других площадях формирование залежей происходило за счет генерации углеводородов во внутрисолевых прослоях галитовой субформации. На Казанском месторождении предполагается формирование внутрисолевых залежей за счет вертикальной миграции из подсолевых отложений. Нефти северных и южных крыльев Речицко-Вишанской зоны поднятий имеют самостоятельные источники углеводородов. Их залежи формировались в результате латеральной миграции соответственно из погруженных зон Речицко-Вишанской и Червонослободско-Малодушинской ступеней.
Залежи нефти в подсолевом и межсолевом комплексах формировались в основном в тектонически экранированных солью по разломам пластовых и массивных резервуарах. В верхнесоленосном комплексе они формировались в литологически ограниченных резервуарах бистромов и биогермов внутрисолевых прослоев галитовой субформации на севере прогиба и и в терригенных породах авандельт на юге прогиба.
Залежи нефти в подсолевых и межсолевых отложениях Припятского прогиба подвергались интенсивному разрушению, на что указывают признаки древних водонефтяных контактов на ряде месторождений, а также признаки вязкой тяжелой окисленной нефти в брекчии кепрока на многих соляных криптодиапирах (Речицкий, Тишковский, Осташковичский, Первомайский, Копаткевичский, Дудичский, Наровлянский, Ельский и др.).
Разрушение залежей нефти происходило в результате вертикальной миграции по разломам в вышележащие отложения, а также под влиянием галокинеза в галитовой подтолще, которая захватывала нефть из головных частей тектонически экранированных залежей при течении из погруженных в поднятые крылья разломов. Часть нефти оказалась рассеянной в соли соляных массивов, часть была окислена в брекчии кепрока в сводах соляных криптодиапиров.
Для залежей подсолевого и межсолевого комплекса установлено увеличение плотности нефтей, содержания в них смолисто-асфальтеновых веществ и серы по мере увеличения нарушенности залежей разломами, что доказывает отрицательное влияние разломов на сохранение залежей нефти. Так, на Октябрьской площади подсолевые и межсолевые отложения интенсивно нарушены разломами и на ней выявлены лишь небольшие залежи тяжелых гипергенноизмененных нефтей. Более интенсивная нарушенность подсолевого комплекса Внутреннего грабена разрывными нарушениями по сравнению с Северной зоной ступеней, по-видимому, оказала существенное отрицательное влияние на формирование и сохранение залежей нефти. В условиях мелкоблоковой структуры не было значительных нефтесборных площадей и крупных ловушек и происходило рассеивание углеводородов по площади и по разрезу.
7. Геохимическая характеристика нефтей
Геохимическая характеристика нефтей Припятского прогиба дана ниже по материалам Е. Ф. Никуленко.
Сложное тектоническое строение Припятского прогиба и ряд других геолого-геохимических факторов обусловили сложный характер изменения состава и свойств нефтей, и в пределах каждого комплекса, района и зоны нефтегазонакопления состав и свойства нефтей изменяются в широком диапазоне. Состав и свойства нефтей обусловлены в основном условиями их образования (тип, состав и степень преобразованности исходного ОВ, фациально-геохимические условия его накопления), термобарическими условиями залегания нефтей (глубина и температура), а также условиями сохранности залежей (степень гидрогеологической закрытости, тектонической нарушенности структур).
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 37 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |