Общей региональной закономерностью изменения состава и свойств нефтей подсолевого комплекса по площади и в пределах каждой зоны нефтенакопления является уменьшение их плотности, содержания смолисто-асфальтеновых веществ и серы, снижение доли нафтеновых и увеличение доли парафиновых структур в бензиновых и высококипящих фракциях, увеличение выхода бензиновых фракций и парафина по мере погружения отложений и с ростом температуры и давления.
По групповому углеводородному составу нефти подсолевого карбонатного комплекса относятся к метановому типу.
Содержание метановых углеводородов в бензиновых фракциях Северного нефтеносного района составляет 58‑77%, нафтеновых – 14‑28%, ароматических –11‑17%. Только в нефти Восточно-Первомайской площади ароматические углеводороды (17,15%) преобладают над нафтеновыми (14,44%). С ростом глубины залегания, температуры (палео ‑ и современной) увеличивается содержание парафиновых углеводородов в бензиновых фракциях от 58 до 77%, снижается содержание нафтеновых углеводородов с 28 до 14%, несколько возрастает содержание легких ароматических углеводородов от 11 до 17%. Паралелльно с этим уменьшаются плотность нефти, содержание смолисто-асфальтеновых веществ, серы, увеличивается выход бензиновых фракций и парафина.
Наиболее легкие (0,79 г/см3), малосмолистые (0,79%) нефти, с очень низким содержанием асфальтенов (0,02%) и серы (0,08%) установлены на Судовицком месторождении Судовицко‑Березинской зоны нефтенакопления при глубине залегания 4456‑4506 м и современной пластовой температуре более 90о С. Нефти Оземлинско-Первомайской зоны находятся на глубине 3656‑4304 м и также являются легкими, малосернистыми (0,1‑0,2%), малосмолистыми (4,04‑4,05%). В пределах Речицко-Вишанской зоны в направлении от менее погруженных Восточно-Дроздовской, Борисовской и Речицкой площадей к более погруженным Вишанской, Давыдовской, Сосновской и Осташковичской и ростом глубины от 1835 до 3361 м и современной температуры от 47 до 75оС снижается плотность нефти (с 0,87 до 0,79 г/см3), содержание серы (с 0,92 до 0,19%), смол (с 18,55 до 6,71%), увеличивается выход бензиновых фракций (от 14 до 28,9%). Самыми тяжелыми (0,97 г/см3), высокосмолистыми, (до 45%), высокосернистыми (до 2,6%) и малопарафинистыми (до 3,8%) являются нефти Октябрьской и Казанской площадей Червонослободской зоны. Здесь залежи нефти находятся на меньших глубинах (1880‑2700 м) и характеризуются значительной тектонической нарушенностью разломами, а также низкой степенью гидрогеологической закрытости.
Нефти подсолевого комплекса Южного нефтеносного района на Западно-Бобровичской и Савичской площадях более тяжелые, смолистые, сернистые и характеризуются низким содержанием метановых (42,46%), максимально высоким содержанием нафтеновых (39,90%) углеводородов и низкой степенью метаморфизма, что обусловлено меньшей степенью катагенетической преобразованности нефтей Южного района.
Нефти межсолевого комплекса залегают на меньших глубинах, чем подсолевого, поэтому они более тяжелые, смолистые, сернистые. Также как и нефти подсолевого комплекса, они относятся к метановому типу, но содержат меньше метановых (49‑63%) и больше нафтеновых (19‑32%) и ароматических (10‑22%) углеводородов, и иногда, особенно в Южном районе, их следует относить к метаново-нафтеновому типу. Свойства нефтей Северного нефтеносного района изменяются в широких пределах: от легких (0,80 г/см3), малосернистых (0,09%), малосмолистых (1,7%), с высоким выходом бензиновых фракций до тяжелых (0,90 г/см3), сернистых (1,13%), смолистых (23%) с низким выходом бензинговых фракций (11%). Еще более тяжелые (0,95 г/см3), сернистые (1,56%), высокосмолистые (40%) нефти получены на Каменской и Восточно-Выступовичской площадях Южного района.
Как и в нефтях подсолевого комплекса, в нефтях межсолевых отложений с увеличением глубины и температуры снижается плотность нефти, уменьшается содержание серы, смол и асфальтенов, увеличивается содержание парафиновых и снижается содержание нафтеновых углеовдородов. Однако связь эта менее четкая в связи с меньшими глубинами залегания и худшими региональными условиями сохранности нефтей в межсолевом комплексе.
Нефти Южного района отличаются от нефтей Северного района более низкой степенью метаморфизма, так как они генерированы ОВ более низкой степени катагенетической преобразованности, чем нефти Северного района. Нефти межсолевых отложений Восточно-Выступовичской площади характеризуются высокой концентрацией биомаркеров и относятся к типу биогенных, которые сформировались в процессе микробиологической деятельности в диагенезе в отложениях, температура которых не превышала 50‑60оС (Петров и др., 1994).
8. Ловушки, залежи, месторождения и зоны нефтегазонакопления
По состоянию на 1 января 2002 г в Припятском прогибе было открыто 64 месторождения нефти, включающих 185 залежей. В разработке находилось 46 месторождений, в разведке ‑ 5, в консервации ‑ 13. Большинство месторождений приурочены к шести зонам нефтегазонакопления Северо-Припятского (Северного) нефтеносного района (Судовицко-Березинской, Оземлинско-Первомайской, Александровско-Дубровской, Речицко-Вишанской, Червонослободской и Малодушинской), единичные залежи открыты в Комаровичско-Савичской зоне Южно-Припятского (Южного) района. Притоки нефти из отдельных скважин были получены на Восточно-Выступовичской, Радомлянской, Южно-Валавской, Ельской, Каменской, Западно-Бобровичской и Савичской площадях в Южном районе, Чистолужской, Оланской и Старомалодушинской в Северном районе. Положение зон нефтегазонакопления и основных месторождений показано на рисунке 73.
В основу классификации ловушек и залежей нефти Припятского прогиба, составленной С. П. Микуцким (1997) и представленной на рис. 74, положены их морфологические и генетические особенности, при этом главным классификационным признаком является морфология резервуара. Ловушки нефти и газа Припятского прогиба по морфологии резервуара разделены на три типа: I – ловушки перегибов кровли резервура (антиклинальные); II – ловушки экранов, образование которых обусловлено латеральным экранированием резервуара разломами и слабопроницаемыми породами вверх по его воздыманию (тектонически, стратиграфически и литологически экранированные); III – литологически замкнутые ловушки, образовавшиеся в результате всестороннего ограничения резервуара слабопроницаемыми породами (литологически ограниченные). Типы ловушек по генезису делятся на классы. Ловушки перегибов кровли резервуара объединяют два класса: ловушки постседиментационных и конседиментационных антиклиналей. Ловушки, контролируемые экранами, делятся на пять классов: 1) класс ловушек тектоно-стратиграфических экранов, 2) литологических экранов, 3) дизъюнктивных экранов, 4) тектоно-стратиграфических и литологических экранов, 5) гидротектонических экранов. Среди литологически замкнутых ловушек выделен один класс – ловушки фациального замещения и выклинивания резервуара, связанного с процессами седиментации, диа – и эпигенеза.
Типы залежей, приуроченные к тому или иному типу и классу ловушек, делятся по характеру экранирования на сводовые, экранированные и литологически замкнутые, по типу резервуара ‑ на массивные, пластовые и линзовидные. По характеру латеральных ограничений выделяются залежи ненарушенные, а также с тектоно-стратиграфическими, дизъюнктивными, литологическими и тектоническими ограничениями.
Приуроченность к комплексам.
Для подсолевых терригенного и карбонатного комплексов (ланский, саргаевский, семилукский и воронежский горизонты) характерны пластовые, тектонически экранированные по разломам, реже литологически экранированные залежи нефти. В межсолевом комплексе представлены все выделенные типы ловушек и залежей, но наиболее характерны сводовые пластовые и массивные залежи с элементами тектонического, стратиграфического и литологического экранирования. Для верхнесоленосного комплекса типичны литологически ограниченные залежи в органогенных постройках внутрисолевых прослоев.
Зависимость от тектонического положения и строения зон нефтегазонакопления
Самая крупная по запасам нефти Речицко-Вишанская зона нефтегазонакопления вместе с тем отличается максимальным этажом нефтеносности и распространением практически всех выделенных типов залежей. Близки по разнообразию ловушек и залежей и по стратиграфическому диапазону нефтеносности Червонослободская и Малодушинская зоны нефтегазонакопления, где залежи также имеются в подсолевом терригенном и карбонатном, межсолевом и верхнесоленосном комплексах. В Александровско-Борщевской и Судовицко-Березинской зонах нефтегазонакопления этаж нефтеносности сокращается до двух (подсолевой карбонатный и межсолевой), а в Оземлинско-Первомайской зоне – до одного (подсолевой карбонатный) нефтеносного комплекса. Соответственно уменьшается разнообразие типов и классов ловушек и залежей нефти в их пределах.
Эти отличия обусловлены разным тектоническим положением и строением зон нефтегазонакопления.
Речицко-Вишанская, Червонослободская и Малодушинская зоны нефтегазонакопления однотипны и приурочены к южным поднятым частям Речицко-Шатилковской и Червонослободско-Малодушинской ступеней, при этом в Речицко-Вишанской зоне залежи приурочены как к северному поднятому, так и к южному опущенному крыльям ступенеобразующего Речицко-Вишанского разлома. Ловушки в их пределах контролируются преимущественно блоковыми структурами в подсолевом, антиклиналями и гемиантиклиналями, примыкающими к разломам, а также блоками в межсолевом комплексе. Судовицко-Березинская зона нефтегазонакопления приурочена к Северной зоне бортовых уступов, расположенной между Северо-Припятским краевым и Глусско-Березинским разломами, и образована системами ступенчатых блоков. Оземлинско-Первомайская зона нефтегазонакопления контролируется малоамплитудным Оземлинско-Первомайским разломом, осложняющим погруженную часть Речицко-Шатилковской ступени. Он нарушает подсолевые отложения и слабо отражен в межсолевом комплексе, поэтому здесь нефтеносен только подсолевой комплекс. К востоку амплитуда разлома возрастает, он сечет также межсолевые отложения и контролирует Александровско-Борщевскую зону нефтегазонакопления с залежами в подсолевом карбонатном и в межсолевом комплексах.
Большинство месторождений Припятского прогиба по величине извлекаемых запасов сравнительно мелкие. Подсолевые залежи имеют размеры: длина 2‑15 км (в среднем 8 км), ширина 0,3‑5 км (наибольшее число залежей имеет ширину от 1,0 до 1,5 км, при этом до 1,0 км –30%, до 1,5 км – 65% залежей). Межсолевые залежи: длина 2‑15 км (в среднем 6 км), ширина 0,3‑3,5 км (в среднем 1,5 км, при этом до 1,0 км – 30%, до 1,5 км – 60% залежей).
Большинство месторождений Припятского прогиба (63,5%) содержат несколько продуктивных пластов, приуроченных к разрезу от лебедянского до ланского горизонтов верхнего девона. Однопластовых месторождений 19 из 52 (36,5%). Месторождений с двумя продуктивными пластами 18 (34,6%). Многопластовых месторождений 15 (28,9%), в том числе с тремя продуктивными пластами ‑ 5, с четырьмя – 6, с пятью – 4 месторождения. Продуктивные пласты в различных горизонтах образуют самостоятельные залежи. На некоторых месторождениях в связи с блоковым строением в одном горизонте выделяется 2‑3 самостоятельные залежи.
Залежи в многопластовых месторождениях в плане частично перекрывают друг друга, смещаясь вверх по разрезу в сторону от разломов. Перекрытие межсолевых залежей по отношению к подсолевым в среднем составляет 33%. Залежи в верхнесоленосном комплексе обычно не совпадают в плане с межсолевыми: перекрытие составляет в среднем 6% от площади межсолевых залежей.
Все месторождения Припятского прогиба по фазовому состоянию нефтяные. Только небольшое (нефти 391 тыс. т, конденсата – 451 тыс. т, растворенного газа – 157 млн. м3, свободного газа – 1007 млн. м3) Красносельское месторождение нефтегазоконденсатное.
Глубины залегания продуктивных горизонтов изменяются в широких пределах от 1640 до 4650 м и зависят от стратиграфического положения горизонтов и тектонического положения месторождений.
Ниже по материалам В. Н. Бескопыльного, Я. Г. Грибика, Л. М. Ланкутя и др. (2002), Я.Г. Грибика, С. П. Микуцкого, Э. И. Свидерского (1997) дана краткая характеристика зон нефтегазонакопления и основных месторождений Припятского прогиба.
Судовицко-Березинская зона нефтенакопления расположена в Северной зоне бортовых уступов и включает Судовицкое, Березинское Восточно-Березинское и Отрубовское месторождения.
Судовицкое нефтяное месторождение расположено в западной части зоны и содержит залежи нефти в подсолевом карбонатном комплексе в воронежском горизонте и в межсолевом комплексе в елецком горизонте.
Залежь в воронежском горизонте пластовая сводовая (рис. 75) тектонически и литологически экранированная размером 3,0 х3,5 км и высотой 150 м приурочена к пологой брахиантиклинали со сводом в районе скв. № 1 и 3. Пласт-коллектор нефтенасыщенной мощностью от 2,8 до 10,4 м и открытой пористостью 3,9‑5,2% представлен порово-трещинными известняками и доломитами. Дебит нефти в скв. 1 и 3 на 8-миллиметровом штуцере составил 95 и 286 м3/сут, а в скв. 8 – только 0,8 м3/сут при среднем динамическом уровне 1145 м. В остальных скважинах притоков не получено. Нефти воронежского горизонта легкие (0,791‑0,807 г/см3), малосернистые (менее 0,08%), парафинистые (6,3‑8,3%), малосмолистые (до 2,03%). Выход легких фракций, выкипающих до 300 оС, составляет 58%. Начальные пластовые давления равны 59,8 МПа, давление насыщения – 22,3‑23,0 МПа, газонасыщенность нефтей 204,4 м3/м3.
Залежи в елецких отложениях межсолевого комплекса пластовые тектонически экранированные по Северному краевому разлому породами фундамента (рис. 75, 76) установлены в трех блоках. Рамеры залежей в восточном блоке ‑ 3,0 х 0,9 км и в центральном блоке ‑ 2,2 х 0,4‑0,9 км при высоте около 300 м, в западном блоке – 0,5 х 0,2 км при высоте 100 м и водонефтяных контактах на отметках –3259, -3291 и –3264 м. Нефтенасыщенная мощность равна 32,0‑96,4 м в восточном, 23,‑92,4 м – в центральном и 60,6 м – в западном блоках. Коллекторы представлены доломитами с пористостью 5,2‑8,5%. Дебиты достигают 400 м/сут на 10 мм штуцере (скв. 6) Нефти легкие (0,850 г/см3), малосернистые (0,3%), парафинистые (3,655), смолистые (3,03%). Выход легких фракций, выкипающих до 300 оС, составляет 48%. 
Небольшая тектонически и литологичеси экранированная залежь установлена в петриковских отложениях в северо-восточном углу центрального блока (скв. № 25) с нефтенасыщенной мощностью 13, 4 м и пористостью коллектора 8%.
Березинское нефтяное месторождение содержит три массивные тектонически экранированные залежи в трех блоках межсолевого комплекса (рис. 77, 78), ступенчато погружающихся по разломам на юго-запад. Залежь северного блока размером 1,3 х 0,4 м и высотой 110 м, центрального блока – 1,5 х1,0 км и высотой 145 м, южного блока – 3,0 х 1,1 км и высотой 220 м. Нефтенасыщенные мощности в блоках изменяются соответственно от 9,8 до 20, 6 м, от 37 до 54 м и от 39 до 76 м. Коллекторы представлены пористо-кавернозными доломитами с открытой пористостью 6‑8 % и газопроницаемостью от 1.10-15 до 87. 10-15 м2. Дебиты нефти изменяются от 7,3 до 430 м3/сут.
Нефти межсолевого комплекса Березинского месторождения относятся к классу малосернистых (0,20‑0,51%), подклассу смолистых (5,25‑15,2%), типу парафинистых (3,2‑9,3%). Нефти легкие (0,731‑0,872 г/см3). Выход светлых фракций находится в пределах 41‑56%. Газовый фактор нефти 75‑167 м3/т. 
Восточно-Березинское месторождение нефти примыкает с востока к Березинскому исодержит массивную тектонически экранированную с севера и востока по сбросам залежь нефти в межсолевых задонско-елецких отложениях. Размеры залежи 2,4 х 0,2‑0; км, высота 240 м, глубина залегания 1700 м. Нефтенасыщенная мощность карбонатных коллекторов с открытой пористостью 5,1% составляет 71 м.
Отрубовское месторождение нефти содержит пластовую, тектонически экранированную сбросами с севера и востока залежь в межсолевых отложениях, моноклинально погружающихся на юг. Залежь находится на глубине 3950 м, ее размеры 2,7 х 0,6 км, высота 200 м, нефтенасыщенная мощность карбонатных коллекторов с открытой емкостью 5,2% достигает 110 м.
Оземлинско-Первомайская зона нефтенакопления расположена в погруженной части Речицко-Шатилковской ступени и контролируется Оземлинско-Первомайским разломом.
Оземлинское месторождение нефти открыто в западной части зоны и содержит залежи в подсолевых семилукских и воронежских отложениях (рис. 79, 80). Залежь семилукского горизонта пластовая, тектонически экранированная, а воронежского – пластовая тектонически и литологически экранированная с размерами соответственно 4,5 х 0,2‑0,6 и 1,9 х 0,6 км при высоте 80 и 100 м. Коллекторы представлены трещиноватыми и пористо-кавернозными доломитами с эффективной емкостью 3,5‑8,7% и нефтенасыщенной мощностью 4,0‑17,6 м. Нефть семилукского горизонта легкая (0,839 г/см3), смолистая (5,5%), малосернистая (0,28%), парафинистая (2,4%). Выход легких фракций 38%, газонасыщенность пластовых нефтей 123‑130 м3/т.
Южно-Оземлинское месторождение нефти содержит пластовую тектонически экранированную залежь нефти в семилукском горизонте. Размер залежи 2,1 х 1,0 км, высота залежи 50 м, нефтенасыщенная мощность 17 м, открытая пористость карбонатных коллекторов 5,0%.
В восточной части зоны открыты Первомайское, Восточно-Первомайское и Озерщинское месторождения нефти с пластовыми, тектонически экранированными залежами нефти в подсолевых отложениях.
Первомайское месторождение нефти содержит залежи в воронежском и семилукском горизонтах. Залежь в воронежском горизонте пластовая тектонически и литологически экранированная размером 3,0 х 1,3 км и высотой 140 м находится на глубине 4330 м. Нефтенасыщенная мощность карбонатных коллекторов с открытой емкостью 5,7% составляет 20 м. Залежь в семилукском горизонте пластовая, тектонически экранированная размером 4,0 х 0,8 км и высотой 75 м находится на глубине 4420 м. Открытая емкость карбонатных коллекторов 5,6%, нефтенасыщенная мощность 13 м.
Восточно-Первомайское месторождение нефти содержит залежи в подсолевом карбонатном комплексе в воронежском и семилукском горизонтах.
В воронежском горизонте залежи пластовые тектонически и литологически экранированные и приурочены к двум блокам. Отложения в пределах блоков погружаются на север, с юга, запада и востока они экранированы нижнесоленосными отложениями по сбросам. В первом блоке размер залежи 3,0 х 0,8‑1,2 км и высота 150 м. Во втором блоке размер залежи 2,0 х 0,6 км, высота 85 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 22 м., открытая емкость карбонатных коллекторов 5,0 и 6,0%.
В семилукском горизонте выявлены залежи в трех блоках. Залежи пластовые, тектонически экранированные. Размеры залежей: в первом блоке – 5,5 х 0,5‑1,6 км, во втором – 6,5 х 1,8‑2,2 км, в третьем – 1,5 х 1,0 км. Высота залежей 236, 357 и 100 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 23 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов 6‑7%. Глубина залегания залежей 4040‑4140 м.
Озерщинское месторождение нефти расположено в восточной части зоны и содержит залежи в семилукском горизонте в двух блоках. Блоки ограничены с юго-востока основным разломом амплитудой 400‑600 м, с юго-запада и северо-востока они ограничены оперяющими сбросами меньшей амплитуды, отложения в пределах блоков наклонены на север. Залежи пластовые, тектонически экранированные. Размер залежи в западном блоке 3,5 х 1,4 км, высота залежи 250 м, размер залежи в восточном блоке 2,5 х 1,3 км, высота залежи 150 м. Эффективная нефтенасыщенная мощность 14 м, открытая емкость карбонатных коллекторов 6,1‑6,5%.
Александровско-Борщевская зона нефтенакопления расположена на востоке в погруженной части Речицко-Вишанской ступени и включает Дубровское месторождение на западе и Западно-Александровское, Александровское, Южно-Александровское и Борщевское месторождения нефти на востоке.
Дубровское месторождение нефти расположено на склоне ступени и содержит залежи нефти в подсолевых семилукских и межсолевых задонско-елецких отложениях.
Залежь семилукского горизонта пластовая, тектонически экранированная и приурочена к тектоническому блоку, ограниченному с юга, запада и востока сбросами амплитудой 150‑200 м. Размер залежи 2,6 х 1,5 км, высота 150 м. Коллекторами являются трещинно-каверново-поровые доломиты с открытой емкостью 4‑18% (в среднем 9,1%) Эффективная нефтенасыщенная мощность горизонта 13‑15 м. При испытании семилукских отложений в скв. № 1 из интервала 3880‑3887 м был получен приток нефти дебитом 187 м3/сут на 9-миллиметровом штуцере. Нефть легкая (0,818 г/см3), малосернистая (0,1%), парафинистая (5,4‑6,5%), смолистая. До 300 оС выкипает 55% легких фракций.
Залежь в межсолевых отложениях массивная тектонически экранированная и контролируется полусводом, примыкающим с севера к сбросу (рис. 80, 81). Длина залежи 2,3 км, ширина 1,6‑2,0 км, высота 110 м. Залежь приурочена к органогенной постройке и коллекторами являются кавернозные и трещиноватые доломитизированные органогенные известняки с открытой емкостью 5,5‑12,1% и мощностью от 5,6 до 68 м. В скв. № 3 из интервала 2994‑3008 м был получен приток нефти дебитом 110 м3/сут на 5-миллиметровом штуцере. Нефть легкая (0,845 г/см3), малосернистая (0,14‑0,20%), смолистая (0,7‑9,3%), парафинистая (5,3‑6,2%). До 300 оС выкипает 44% легких фракций.
Западно-Александровское месторождение содержит пластовые, тектонически экранированные залежи нефти в подсолевых воронежском и семилукском горизонтах в пределах тектонического блока с северным наклоном отложений, ограниченного сбросами с юга и запада. Глубина залегания залежей 4135 и 4175 м, размеры залежей 2,0 х 1,5 и 2,0 х 1,0 км, высота 115 и 85 м. Нефтенасыщенная мощность горизонтов 20 и 23 м, открытая пористость карбонатных коллекторов 3,0 и 6,4%.
Александровское месторождение нефти содержит залежь в межсолевых елецко-петриковских отложениях. Залежь приурочена к полусводу, примыкающему с севера к сбросу большой (до 1000 м) амплитуды и является пластовой сводовой, литологически ограниченной с севера, востока и запада и тектонически экранированной с юга (рис.82, 83). Размеры залежи 2,5 х 1,5 км, высота 200 м. Коллекторами являются порово-трещинные известняки со средней открытой пористостью 4,8% и мощностью от 3,4 до 15,4 м. Нефть легкая (0,772 в пластовых условиях и 0,841 г/см3 на поверхности). Содержание светлых фракций – 31,2%, асфальтенов – 0,65%, смол –7,17%, парафина –7,21% и серы –0,23%, газосодержание 37,8 м3/м3. Температура застывания 18,5 оС.
Южно-Александровское месторождение нефти примыкает с юга к Александровскому месторождению и находится в опущенном по разлому южном крыле антиклинального поднятия. Залежь нефти в межсолевых задонско-елецких отложениях массивная сводовая, тектонически экранированная по разломам на севере и на юге (см. рис. 81, 82). Размеры залежи 2,8 х 0,85 км, высота 225 м. Коллекторами являются развитые по водорослевым известнякам вторичные трещинно-порово-каверновые доломиты со средним значением открытой емкости 8,1%. Нефтенасыщенная мощность горизонта изменяется от 24,6 до 197 м. Нефть легкая (плотность пластовой нефти 0,586, сепарированной – 0,809 г/см3), газосодержание ‑ 367 м3/т, содержание светлых фракций ‑ 39,4%, асфальтенов – 0,09%, смол – 2,46%, парафина – 4,47% и серы ‑ 0,06%. Температура застывания 7,4 оС.
Борщевское месторождение нефти содержит сводовую пластовую, тектонически и литологически экранированную залежь в межсолевых елецких отложениях. Залежь залегает на глубине 1800 м, имеет размеры 2,0 х 1,9 км и высоту 256 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 15 м, открытая пористость карбонатных коллекторов 4,45.
Речицко-Вишанская зона нефтегазонакопления приурочена к одноименной зоне поднятий, протягивается в субширотном направлении с запада на восток на 110 км, расположена в южной поднятой части Речицко-Шатилковской ступени и включает поднятое северное и опущенное южное крылья Речицко-Вишанского регионального разлома. Это наиболее крупная зона нефтегазонакопления, которая включает наибольшее количество месторождений и содержит основные разведанные запасы нефти Припятского прогиба. Она включает (с запада на восток) Восточно-Дроздовское, Борисовское, Вишанское, Мармовичское, Новодавыдовское, Полесское, Давыдовское, Новососновское, Хуторское, Западно-Сосновское, Славаньское, Сосновское, Пожихарское, Южно-Сосновское, Чкаловское, Осташковичское, Южно-Осташковичское, Западно-Тишковское, Тишковское, Южно-Тишковское, Речицкое, Днепровское, Красносельское, Ветхинское, Левашовское месторождения.
Восточно-Дроздовское месторождение содержит две пластовые тектонически залежи нефти в подсолевых отложениях: одну в семилукском и саргаевском и вторую в ланском горизонтах (рис. 84, 85). Залежи расположены в поднятом северном крыле Речицко-Вишанского регионального разлома амплитудой более 2 км и экранированы с юга по дугообразному разлому верхнесоленосными отложениями. Длина залежей изменяется от 1,5 км (по ланскому горизонту) до 4,5 км (по семилукскому), ширина соответственно ‑ от 0,4 до 0,8 км, а высота – от 30 до 60 м.
Нефтенасыщенная мощность в семилукском горизонте 14,1 в саргаевском – 12 м. Породы-коллекторы представлены пористыми и кавернозными доломитами с эффективной емкостью 6,2‑7,3% и трещинной проницаемостью. Дебиты изменяются по площади от нескольких кубических метров до 350 м3/сут. По сравнению с одновозрастными нефтями других месторождений Речицко-Вишанской зоны нефтегазонакопления нефть Восточно-Дроздовского месторождения имеет повышенную плотность (0,866 в саргаевском и 0,870 г/см3 в семилукском горизонтах) и вязкость, более высокое содержание смол (16,2‑19,2%), серы (1,85%), парафина (6,4‑8,8%). Содержание асфальтенов невысокое (0,36‑1,08%). Выход светлых фракций 35‑38%. Пластовая нефть недонасыщена газом (12‑15 м3/т) при давлении насыщения 17‑19 МПа и начальном пластовом давлении 20,4 МПа.
Породы-коллекторы ланского горизонта представлены мелко- и среднезернистыми песчаниками. Тип коллектора поровый. Величина пористости 17%. Эффективная мощность пластов-коллекторов достигает 17,4 м. Нефть более плотная (0,906 г/см3) и вязкая, содержит много асфальтенов (6,1‑7,4%) и смол (23,3%). Содержание парафина 7,4%. Выход светлых фракций очень низкий (16,5%).
На южном опущенном крыле Восточно-Дроздовской структуры открыта небольшая залежь нефти в межсолевых отложениях (Новодроздовское месторождение). 
Борисовское месторождение нефти содержит пластовые тектонически экранированные с юга и востока по сбросам залежи в семилукском и саргаевском горизонтах (рис. 86, 87). Размер семилукской залежи 3,5 х 1,5 км, высота ‑ около 200 м. Пласты-коллекторы представлены трещинно-порово-каверновыми доломитами с открытой емкостью от 3,6 до 13,7%. Эффективная нефтенасыщенная мощность изменяется от 5,4 до 8,2 м в саргаевском и от 15, до 16,8 м в семилукском горизонтах. Нефть средней плотности (0,837 и 0,853 г/см3), парафинистая 2,9‑6,9%), малосернистая (0,28%), малосмолистая (5,2‑9,7%), выход легких фракций 40‑49%. Газовый фактор 73,9‑95,2 м3/т. Притоки нефти ‑ от 3,12 до 69,5 м3/сут.
Вишанское месторождение нефти содержит пластовые, тектонически экранированные с юга по дугообразному Речицко-Вишанскому разлому залежи в подсолевых ланском. саргаевском, семилукском и воронежском горизонтах, а также небольшие залежи в межсолевом комплексе.
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 114 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |