В восточной части Заречинско-Великоборской ступени открыто Москвичевское месторождение нефти в пределах Восточно-Калининской структуры с тектонически экранированной залежью в подсолевых карбонатных отложений. Залежь приурочена к блоку, ограниченному с юга и востока сбросами амплитудой 200‑400 м.
В Южном нефтеносном районе выявлены непромышленные залежи нефти в межсолевых отложениях на Каменской площади, в верхнесоленосных – на Ельской площади и в песчаниках основания галитовой субформации – на Восточно-Выступовичской и Радомлянской площадях в Южной зоне бортовых уступов.
9. Методы поисково-разведочных работ на нефть и газ
В комплекс методов поисково-разведочных работ на нефть и газ в Припятском прогибе входят аэромагнитные, гравиметрические, электрометрические и сейсмические исследования, бурение опорных, параметрических, поисковых и разведочных скважин.
На этапе региональных работ использовались аэромагнитные, гравиметрические и электрометрические исследования, но основным методом является сейсморазведка по региональным профилям в комплексе с бурением глубоких опорных и параметрических скважин. Региональные работы с начала восьмидесятых годов ведутся сейсморазведкой методом ГСЗ‑МОГТ с целью изучения строения осадочного чехла и всей консолидированной коры. Глубинность исследований достигает 60‑80 км. Отработаны три профиля ГСЗ‑МОГТ протяженностью более 700 км, ориентированные вкрест простирания Припятского прогиба с выходом на 30‑50 км за его пределы. Шаг наблюдений составляет 100‑150 м. Промежутки между профилями ГСЗ‑ОГТ заполняются сетью опорно-параметрических профилей с расстоянием между ними 8‑12 км. Шаг наблюдений вдоль профилей – не более 25‑30 м, иногда он сокращается до 12‑15 м. С помощью этих профилей изучается преимущественно осадочный чехол, проводится детализация строения отдельных нефтеперспективных зон, а также сейсмостратиграфический анализ и районирование. Сеть профилей располагается таким образом, чтобы они прошли через устья наибольшего количества глубоких скважин, в которых проведены сейсмические и акустические исследования, пересекли месторождения, литологические неоднородности, органогенные постройки, зоны выклинивания и эрозионных срезов и другие объекты, с которыми могут быть связаны ловушки.
Бурение параметрических скважин в комплексе с региональными сейсмическими работами позволяет изучать скоростные параметры разреза и привязывать опорные отражающие горизонты.
На региональном этапе решались задачи изучения тектонического строения прогиба, литологической и стратиграфической характеристики осадочного чехла, оценки перспектив нефтегазоносности девонских отложений, выделения перспективных районов и зон нефтегазонакопления, выявления нефтеперспективных локальных структур.
Выявление ловушек и их подготовка к глубокому поисковому бурению на поисковом этапе осуществлялась ранее в Припятском прогибе комплексом МРНП, МОВ и КМПВ, а сейчас осуществляется площадными сейсмическими работами МОГТ с обработкой получаемых материалов на ЭВМ. Расстояния между профилями составляют 0,5‑1,0 км. Используются 12 – и 24‑кратные системы наблюдений ОГТ, шаг наблюдений 50 м. Применяется группирование трех скважин на базе 50 м. При изучении сложнопостроенных зон и вещественного состава пород, а также малоамплитудных объектов, кратность накопления увеличивается, шаг наблюдений сокращается до 15‑30 м и используются группы небольших зарядов в количестве 8‑10 штук.
Переход к поискам малоразмерных сложнопостроенных объектов повысил роль детализационных сейсмических работ. Детализационные сейсмические работы выполняются с целью оптимизации местоположения точек заложения последующих скважин и определения целесообразности продолжения бурения на изучаемом объекте, если первые поисковые скважины не принесли положительных результатов и есть основания считать, что они пробурены не в оптимальных условиях. Наземные детализационные работы МОГТ проводятся по усложненным методикам. Как правило, в отличие от обычных работ используются более высокие кратности накоплений от 24 при обычном МОГТ до 60‑100 при работах в модификации “широкого” профиля. Шаг наблюдений сокращается в два раза. На этапе детализации в условиях сложноразблокированных участков в зонах крупноамплитудных региональных разломов применяется комплекс скважинных и наземных сейсмических методов, включающих ВСП, МОГ и МПГС.
В производство сейсморазведочных работ внедряются невзрывные источники, а при обработке материалов – новые програмные комплексы, позволяющие прогнозировать вещественный состав и нефтегазоносность картируемых толщ. При интерпретации материалов осуществляется комплексирование данных сейсморазведки, детальной гравиразведки и магниторазведки.
Для выявления и подготовки сейсморазведкой локальных ловушек в осадочном чехле Припятского прогиба используются отражающие границы по горизонтам: 1) IVа ланскому (поверхность подсолевого терригенного комплекса); 2) IV евлановскому (поверхность подсолевого карбонатного комплекса); 3) IIIа ливенскому (подошва межсолевого комплекса); 4) III петриковскому (кровля межсолевого комплекса); 5) IIа лебедянскому (внутрисолевой прослой галитовой подтолщи); 6) I стрешинскому (поверхность верхней соленосной толщи). В ряде районов прогиба картируется поверхность кристаллического фундамента V.
Достоверность и точность структурных построений по сейсмическим данным обеспечивает выделение ловушек амплитудой свыше 50 м. Точность определения пространственного положения разрывных нарушений находится в пределах 0,3‑0,5 км, что сопоставимо с шириной залежей нефти, тектонически экранируемых разломами.
Структуры, подготовка которых согласно с действующими инструкциями по сейсморазведке признана кондиционной, переходят в стадию поиска месторождений (залежей) поисковым бурением, в противном случае на них рекомендуется проводить дополнительный объем геолого-геофизических исследований.
На площадях, достаточно изученных геофизическими методами и бурением, подготовка отдельных объектов осуществляется комплексным анализом имеющегося материала силами научно-исследовательских и тематических групп без дополнительных площадных сейсмических работ или при минимальных объемах детализационных исследований.
Ранее при подготовке структур применялось структурное бурение с вскрытием поверхности верхней соленосной толщи в сводах соляных поднятий, однако в конце шестидесятых годов структурное бурение было исключено из комплекса геологоразведочных работ на нефть в Припятском прогибе, поскольку было установлено несовпадение структурных планов надсолевых отложений и кровле верхней соленосной толщи и нефтеперспективных межсолевого и подсолевого комплексов.
Открытие месторождений на подготовленных сейсморазведкой ловушках осуществляется бурением поисковых и иногда параметрических скважин, их разведка и подготовка к разработке – разведочным бурением.
По состоянию на 1 января 1991 г. в Припятском прогибе пробурено 1 248 поисковых, разведочных, опорных и параметрических скважин. Общий объем бурения составил 4 297 076 м, в том числе опорно-параметрического – 480 476 м, (143 скважины), поискового – 2 522 114 м (732 скважины) и разведочного 1 294 486 м (373 скважины). В результате их бурения по состоянию на 1 января 1991 г было открыто 52 месторождения нефти, включающих 126 залежей. После 1991 г количество пробуренных скважин существенно не увеличилось в связи с резким снижением объемов бурения.
Из числа открытых месторождений только два (Речицкое и Осташковичское) по объему промышленных запасов относятся к категории крупных (с запасами более 30 млн т), одно (Вишанское) – к средним, остальные 49 – к мелким и очень мелким (с запасами менее 10 млн т). Среди последних преобладают очень мелкие месторождения, извлекаемые запасы которых не превышают 1 млн т (31 месторождение).
Месторождения нефти в основном многопластовые и включают от одной до пяти залежей. В площадном отношении нефтеносный горизонт часто расчленен разрывными нарушениями на отдельные блоки, каждый из которых является самостоятельной ловушкой и содержит самостоятельную залежь. Контуры залежей подсолевого, межсолевого и верхнесоленосного нефтегазоносных комплексов в плане не совпадают и смещены относительно друг друга на 50% и более. Обычно межсолевые залежи смещены от подсолевых до 3 км в сторону от разломов, на изученных зонах нефтегазонакопления – к северу.
Комплекс нефтепоисковых работ с бурением поисковых скважин был начат в Припятском прогибе в 1952 г., когда еще не были решены основные задачи регионального этапа и не были выделены наиболее перспективные районы и зоны нефтегазонакопления. Поэтому поисковые работы проводились, как выяснилось позднее, в малоперспективных районах и к тому же на неподготовленных по нефтеносным комплексам структурах, в связи с чем они оказались безуспешными и открытие первого промышленного месторождения затянулось до 1964 г., когда было открыто Речицкое нефтяное месторождение. Первые поисковые скважины закладывались в сводовых частях поднятий (Ельское, Наровлянское, Копаткевичское и др), закартированных по кровле верхнесоленосных отложений, а они смещены по отношению к сводовым частям поднятий в нефтеперспективных межсолевых и подсолевых отложениях, которые в то время не картировались сейсморазведкой. В результате этого применявшееся размещение поисковых скважин оказывалось не эффективным. Структуры разбуривались 1‑2, редко 3 скважинами, располагавшимися на поперечных профилях.
Открытие в 1964 г Речицкого нефтяного месторождения привело к перемещению поисковых работ в северную, наиболее перспективную часть Припятского прогиба, что вызвало резкое повышение эффективности поисково-разведочных работ. Этому способствовало методическе и техническое перевооружение сейсморазведки, заключавшееся в повсеместном переходе от проведения работ комплексом МРНП, МОВ, КМПВ к широкому внедрению МОГТ и обработке на ЭВМ получаемых материалов, что позволило изучать строение перспективных межсолевого и подсолевого нефтеносных комплексов. Результатом этого явилось открытие в 1965‑1967 гг. наиболее крупных Осташковичского, Вишанского и Давыдовского месторождений, в 1972‑1977 гг. – Мармовичского, Южно-Осташковичского, Золотухинского, Восточно-Первомайского, Березинского, Южно-Сосновского и ряда более мелких нефтяных месторождений. В это время растет и достигает своего максимума эффективность геологоразведочных работ. В 1965 г. прирост запасов на метр проходки скважин составлял 33,3 т/м, в 1968 г он достиг максимума – 126,5 т/м, а себестоимость 1 т прироста запасов составляла 1,44 руб. В дальнейшем показатель прироста запасов нефти на один метр проходки стал неуклонно снижаться, а себестоимость единицы прироста возрастать.
Методика поисковых работ заключалась в размещении скважин на структурах по системе нескольких поперечных профилей. Профили освещали сводовые (головные), крыльевые и периклинальные части структур. На наиболее крупных структурах бурилось от трех до пяти скважин в сводовых и крыльевых частях и от двух до трех скважин в периклинальных частях. Расстояния между профилями изменялись от 1,8 до 5,5 км, а между скважинами в профилях – от 1,2 до 2,5 км. Количество профилей, расcтояния между ними и скважинами в профилях определялись размерами и формой структур, типом залежей базисных горизонтов, соотношением в плане их контуров и расположением ранее пробуренных скважин. Первые скважины на структурах обычно бурились как параметрические до окончания работ по подготовке структур к поисковому бурению в комплексе с сейсморазведочными работами.
В качестве примера можно привести методику разбуривания Речицкого месторождения (Балашов, Богино, 1966).
По результатам сейсмических работ КМПВ, МОВ и РНП структура по межсолевым и подсолевым отложениям представлялась в виде брахиантиклинальной складки субширотного простирания размером 16х3,5 км с погруженным по разлому южным крылом. На структуре были пробурены 1 параметрическая, 9 поисковых и 12 разведочных скважин. Поисковые скважины размещались на трех профилях, ориентированных вкрест простирания поднятия с тремя скважинами на каждом профиле:по две на северном, и по одной – на южном крыльях. Расстояния между профилями составляло 3,6‑4 км, между скважинами в профилях – 1,2‑1,7 км. В результате бурения поисковых скважин было уточнено строение Речицкого поднятия, усатновлена промышленная нефтеносность ланского (скв. 2), семилукско-воронежского (скв. 6, 7, 9) и задонского (скв. 8) горизонтов, дана предварительная оценка запасов. После успешного решения задач поискового этапа месторождение вступило в этап разведочных работ.
На первой, предварительной стадии разведки бурение скважин проводилось на трех разреженных профилях с расстояниями между профилями 3,25‑4,25 км. Одна группа скважин бурилась до кристаллического фундамента с целью промышленной оценки залежей в подсолевом терригенном комплексе и одновременно попутного изучения залежей подсолевых и межсолевых карбонатных отложений вторая ‑ на подсолевой карбонатный комплекс для подготовки в нем запасов нефти и попутной оценки нефтеносности межсолевых отложений; третья – на межсолевой комплекс для оценки его промышленной нефтеносности. По одной скважине было пробурено на периклиналях с целью уточнения контуров нефтеносности.
На второй стадии разведки были пробурены скважины на трех новых профилях, промежуточных по отношению к первым трем, в результате чего расстояния между профилями были доведены до 1,5‑2 км. Скважины на трех последних профилях были размещены в шахматном порядке по отношению к скважинам трех первых профилей с целью равномерного освещения бурением залежей нефти. По результатам поискового и разведочного бурения была выполнена оценка запасов и месторождение было подготовлено к промышленной разработке.
Поисково-разведочные работы на Речицком месторождении характеризуются высокой эффективностью: из 22 пробуренных скважин 16 оказались в контуре нефтеносности, в том числе 1 параметрическая, 6 (67%) поисковых и 9 (75%) разведочных. Высокоэффективными были поисково-разведочные работы также на Осташковичском и Вишанском месторождениях. На Осташковичском месторождении в контуре нефтеносности по межсолевым и подсолевым отложениям оказались 6 поисковых скважин из 10 (60%) и 6 разведочных скважин из 10 (60%), на Вишанском месторождении соответственно 3 из 6 (50%)поисковых и 5 из 10 (50%) разведочных. Следует отметить, что в среднем, как свидетельствует мировая практика, только 25% поисковых и разведочных скважин оказываются нефтегазоносными. Высокая эффективность поисково-разведочных работ на этих структурах объясняется крупными размерами поднятий и залежей и достаточно высокой достоверностью структурных построений, по которым закладывались скважины. Степень сходимости предварительных и окончательных структурных построений составляет 0,8 для Речицкого, 0,956 для Осташковичского и 0,92 для Вишанского поднятий.
Начиная с 1966 г. достоверность подготовки структур к поисковому бурению сейсморазведкой по подсолевым и межсолевым отложениям снижалась в связи с уменьшением размеров и амплитуд структур и их более сложным мелкоблоковым строением, поэтому структурные построения часто не подтверждались бурением и поисковые и разведочные скважины выполняли задачи структурных, что приводило к снижению эффективности геологоразведочных работ. Заметно достоверность сейсморазведки начала повышаться с 1975 г. в связи с широким внедрением МОГТ и обработки получаемых материалов на ЭВМ.
При размещении поисковых и разведочных скважин на все уменьшающихся по размерам структурах применялся принцип размещения скважин по профилям или по кресту. Расстояния между профилями и скважинами определялись исходя из размеров и конфигурации ловушек, при этом иногда они оказывались неоправданно большими, что приводило к пропуску месторождений (Южно-Сосновское месторождение). Бурение предусмотренных в проекте скважин, как правило, осуществлялось практически одновременно без ожидания результатов по ранее введенным в бурение скважинам.
В условиях современного этапа, который начался с середины семидесятых годов, с высокой степенью изученности Припятской нефтегазоносной области и высокой (более 47%) степенью освоения начальных потенциальных ресурсов, с небольшими размерами ловушек (средняя площадь ловушки 4,75 кв. км) и небольшими размерами и запасами ожидаемых залежей (в среднем 0,41‑0,42 млн т), усложняются условия и методика поисков и подготовки ловушек и поисков в них залежей углеводородов. Ловушки в подсолевых и межсолевых отложениях представляют собой мелкие, ограниченные нередко малоамплитудными (первые десятки метров) разломами блоки в поднятых и опущенных крыльях сбросов большой амплитуды или на склонах ступеней, с сложным, мозаичным рапространением коллекторов.Достоверность подготовки и последующей детализации таких объектов сейсморазведкой невелика, что ведет к бурению на них значительного числа непродуктивных скважин, которые наряду с поисковыми и разведочными решают структурные задачи по уточнению геологического строения.
В таких условиях в каждом блоке закладывается одна поисковая скважина в той части подготовленной ловушки, которая по совокупности всех данных имеет наиболее благоприятные условия для формирования и сохранения залежи нефти в базисном горизонте, при этом по возможности вскрываются и остальные перспективные горизонты. На тектонически, литологически и стратиграфически экранированных ловушках скважину смещают от линии экранирования на 200‑250 м, чтобы избежать попадания ее в зону возможной кольматации пород-коллекторов или резкого сокращения их толщины. В первой скважине для детализации строения ловушки проводятся скважинные сейсмические исследования (ВСП, МОГ, МПГС) и отрабатываются дополнительные сейсмические профили МОГТ. При отрицательных результатах бурения с учетом полученных при бурении и детализационных исследованиях данных решается вопрос о заложении второй, а при необходимости и третьей скважины. Если отрицательные результаты получены и в третьей скважине, структура выводится из поискового бурения.
Дело в том, что для определения рационального числа поисковых скважин, необходимых для открытия месторождения нефти в Припятском прогибе, был проведен анализ данных по количеству скважин, затраченных на открытие залежи базисного горизонта, и было установлено, что для установления продуктивности достаточно в основном не более трех поисковых скважин, что и является рациональным количеством (Микуцкий и др., 1997).
При получении первого промышленного притока нефти в поисковой скважине поисковый этап считается завершенным, осуществляется предварительная оценка запасов ловушки по категории С1+С2, сравнение их с минимально рентабельными и обосновывается целесообразность ввода ее в разведочное бурение.
Размеры залежи определяются с учетом коэффициента заполнения ловушки, а положения ВНК для подсолевых залежей, залегающих на глубине более 3000 м прогнозируется на основании установленной зависимости между отметками ВНК и свода ловушки по формуле НВНК = 1,026 НСВ – 72 (Шахновский и др, 1982). Разведочные скважины закладываются по системе одиночных точек, при которой главными критериями, определяющими положение скважин и их количество, являются морфология ловушки, ее размеры, тип залежей, число продуктивных горизонтов и их соотношения в разрезе, при этом обязательно соблюдается принцип зависимого заложения скважин.
При разведке тектонически экранированных залежей первая разведочная скважина закладывается в направлении периклинали ловушки по ее простиранию на отметке, соответствующей возможной высоте залежи. Если она окажется в пределах залежи, то бурение второй разведочной скважины следует проводить на противоположной периклинали. Третья разведочная скважина бурится вкрест простирания ловушки от поисковой в направлении контура нефтеносности и она, учитывая небольшую ширину залежи, подсечет ВНК или окажется за контуром нефтеносности. Такое размещение скважин соответствует треугольной системе. В тех случаях, когда скважина пересекает плоскость сброса и оказывается за контуром нефтеносности, рекомендуется бурить второй ствол из пробуренной скважины, направленный в сторону залежи. После бурения 2‑3 разведочных скважин и получение из них притока дальнейшее изучение залежи целесообразно осуществлять за счет опережающего эксплуатационного бурения.
Поисково-разведочные работы на нефть сопровождаются оперативным анализом результатов бурения, аналитических определений и геофизической информации, который осуществляется тематическими и научными подразделениями. При этом обобщаются материалы как по локальным объектам, так и по группам структур и тектоническим зонам. Результатам таких обобщений являются рекомендации по проведению дополнительных детализационных сейсмических работ или по заложению скважин и по результатм таких обобщений было открыто значительное количество залежей нефти (Борисовская, Западно-Сосновская, Левашевская, Южно-Оземлинская, Южно-Сосновская, Славаньская, Восточно-Угольская, Чкаловская площади).
Одной из главных задач оперативного анализа является локальный прогноз нефтегазоносности – компетентоное на определенную дату заключение о перспективах нефтегазоносности участка нефтегазоносносо бассейна (отдельной структуры, блока, неантиклинальной ловушки, группы смежных структур или блоков) на основе комплексного анализа всего имеющегося геолого-геофизического материала. Задачами локального прогноза в зависимости от стадии работ являются: 1) оценка кондиционности подготовки объекта; 2) выделение и оценка надежности ловушки по ее элементам (прогноз коллектора, прогноз качества покрышки с учетом трехслойного строения резервуара, прогноз латерального экрана); 3) оценка типа флюида в ловушке, 4) оценка ожидаемых запасов УВ; 5) разработка рекомендаций по очередности ввода локальных объектов в бурение, разработка рекомендаций по продолжению начатых работ с учетом результатов по ним на дату оценки.
При этом широко используются методы анализа латеральных экранов для ловушек в основном по разломам, наиболее надежными из которых являются соленосные отложения, методы прогнозирования коллекторов и флюидоупоров, в том числе с применением методов прогнозирования геологического разреза (ПГР), основанных на различных преобразованиях сейсмической записи (Микуцкий, Слободянюк, Клушин, 1997).
В качестве прямых геофизических методов в комплексе поисково-разведочных работ в Припятском прогибе используются сейсморазведка, гравиразведка и магниторазведка. Геохимическими методами было выявлено 80 нефтеперспективных аномалий, 28 из них было изучено бурением и на 15 (53%) получены положительные результаты. Комплексом прямых геофизических и геохимических методов было подготовлено к бурению пять аномалий типа залежь (АТЗ), три из них было проверено бурением и получены отрицательные результаты.
10. Потенциальные ресурсы и перспективы их освоения.
Согласно количественной оценке перспектив нефтегазоносности Припятского прогиба по состоянию на 01.01.1988 г (Микуцкий и др. 1997) извлекаемые начальные суммарные ресурсы (НСР) нефти оценены в 362,1 млн т, в том числе накопленная добыча – 78,9 млн т (21,8% от НСР), запасы категорий А+В+С1 – 80,8 млн т (22,3% от НСР), С2 месторождений – 10,6 млн т (2,9%) С3 – 22,7 млн т (6,3%) и прогнозные Д1 – 91,9 млн т (25,4%) и Д2 – 77,2 млн т (21,3% от НСР). Начальные суммарные ресурсы растворенного газа оцениваются в 40,7 млрд м3. Неразведанные извлекаемые ресурсы нефти в объеме 191,9 млн т распределяются по комплексам следующим образом: верхнесоленосный комплекс – 22,1 млн т (11,5%), межсолевой комплекс – 69,8 млн т (36,4%), подсолевой карбонатный комплекс – 79 млн т (41,2%) и подсолевой терригенный комплекс – 21 млн т (10,9%).
По состоянию на 01.01.2002 г добыто 104 млн т. Открыто 64 месторождения нефти, включающих 185 залежей. Потенциальные ресурсы разведаны на 47,7%. Объем текущих разведанных запасов составляет 63,6 млн т, 44,5% из них относятся к классу трудноизвлекаемых. Компенсация годовой добычи приростами запасов в последние пять лет лежит в пределах от 44 до 90%, что ведет к постепенному уменьшению объема промышленных запасов и особенно той их части, которая относится к активным запасам. По состоянию на 01.01 2002 г в разработке находились 46 месторождений, в разведке – 5, в консервации –13. Наиболее крупные Осташковичское, Речицкое, Вишанское, Южно-Сосновское, Южно-Осташковичское месторождения обводнены на 56‑85%, их извлекаемые запасы выработаны на 68‑86%. Прогнозируется, что в разработке до 2010 г будет находится 61‑64 месторождения нефти, включающих 116‑117 залежей. За период с 2002 по 2010 года произойдет падение добычи нефти с 1840,5 до 1580 млн т (Бескопыльный, 2003).
Опыт геологоразведочных работ на нефть и газ показывает, что в начальный период открываются наиболее крупные месторождения, и по мере освоения начальных ресурсов оставшиеся запасы связаны с залежами меньших размеров. Расчет показывает, что неразведанных залежей (по распределению Парето) в Припятской нефтегазоносной области осталось 618 против известных 185. Это в основном залежи с запасами до 1 млн т, в том числе 518 с запасами менее 0,3 млн т и суммарными извлекаемыми ресурсами 57,364 млн т. Остальные 100 залежей с запасами более 0,3 млн т и среди них 27 залежей с запасами более 1 млн т должны быть основными объектами поисковых работ (Микуцкий и др., 1997).
Главными задачами геологоразведочных работ на нефть в Припятском прогибе можно считать следующие: 1) поиски новых месторождений в пределах известных промышленных и перспективных зон нефтенакопления; 2) разведка и доразведка открытых и вновь открываемых месторождений; 3) выявление новых зон нефтегазонакопления и нетрадиционных типов залежей нефти и газа, оценка перспективных территорий (Внутренний грабен, Лоевская седловина, Северо-Припятское плечо), где месторождения еще не открыты (Познякевич и др., 2002).
Основные перспективы открытий и в дальнейшем связываются с Северным нефтегазоносным районом в пределах Северной зоны ступеней, где сосредоточено 76% оставшихся неразведанных ресурсов, а плотность миграционных битумоидов изменяется от 21 тыс. до 640 тыс. т/км2 в подсолевых отложениях и от 106 тыс. до 1629 тыс.т/км2 – в межсолевых. Перспективы здесь связаны как с поисками новых месторождений и залежей в пределах установленных зон нефтегазонакопления, так и с доразведкой ранее открытых залежей. Открытие в пределах этих зон в последние годы Южно-Вишанского, Ново-Давыдовского, Восточно-Березинского, Западно-Славаньского, Новодроздовского и других месторождений показывает, что перспективы этих зон далеко не исчерпаны. Разведка и доразведка ранее открытых в этих зонах залежей также дает ощутимые приросты запасов за счет уточнения их строения, размеров и подсчетных параметров. Достаточно сказать, что ПО “Белоруснефть” с 1986 по 1996 г на уже известных месторождениях открыло 14 новых залежей, а прирост запасов категории С1 составил на них 4813 тыс. т, что сопоставимо с запасами открытых за это время 12 новых месторождений (5511 тыс. т по категории С1).
Основными объектами здесь остаются структурные ловушки дизъюнктивного, литологического и стратиграфического экранирования в поднятых и опущенных по разломам частях зон нефтегазонакопления в подсолевом, межсолевом и верхнесоленосном комплексах. Интерес представляют также промежуточные блоки в зонах региональных разломов и литологически и тектонически ограниченные ловушки в линзах и блоках внутрисолевых горизонтов галитовой субформации. Это направление представлено четырьмя зонами нефтегазонакопления, поисковое значение которых уменьшается в следующем порядке: Речицко-Вишанская, Малодушинская, Червонослободская и Судовицко-Березинская. Вторую группу объектов представляют ловушки на склонах Речицко-Шатилковской и Червоносло-бодско-Малодушинской ступеней, как в пределах Оземлинско-Певомайской и Александровско-Березинской зон нефтенакопления, так и в пределах отдельных локальных блоков, ограниченных малоамплитудными сбросами. Здесь помимо тектонически экранированных могут быть и литологически экранированные и ограниченные ловушки, прежде всего в межсолевом комплексе, связанные с локальными органогенными постройками.
Вторым по перспективности направлением в Припятском прогибе являются поисково-разведочные работы в Южном нефтеперспективном районе в пределах Внутреннего грабена, где перспективны подсолевые карбонатные и терригенные, межсолевые и верхнесоленосные отложения. В северной части Внутреннего грабена основные перспективы нефтегазоносности связаны с тектонически экранированными ловушками в подсолевых отложениях Комаровичско-Савичской и Заречинско-Дудичской прогнозируемых зон нефтегазонакопления, а также ряда внезональных поднятий. В южной части Внутреннего грабена в пределах Выступовичской и Ново-Рудненской предполагаемых зон нефтенакопления основные перспективы нефтеносности связываются с тектонически экранированными ловушками в пределах отдельных блоков в подсолевом комплексе, где плотность миграционных битумоидов изменяется от 81 до 214 тыс. т/км2, и с тектонически и литологически экранированными ловушками в межсолевом комплексе, в котором плотность миграционных битумоидов еще выше (118‑2000 тыс. т/км2). Здесь литологически ограниченные ловушки и залежи могут быть связаны с терригенными телами авандельт и баров в межсолевых и верхнесоленосных отложениях, выявление и картирование которых требует постановки комплексных геофизических работ и глубокого бурения. В центральных районах Внутреннего грабена с относительно низкими плотностями потенциальных ресурсов перспективы нефтеносности могут быть связаны с тектонически экранированными ловушками в пределах отдельных блоков подсолевого комплекса в Копаткевичской, Шестовичской, Сколодинской, Скрыгаловско-Мозырской и Буйновичско-Наровлянской предполагаемых зонах нефтенакопления. В межсолевых депрессионных отложениях центральных районов прогиба некоторые перспективы нефтеносности могут быть связаны с коллекторами трещинного типа в зонах разломов и на соляных поднятиях нижней соленосной толщи.
В качестве дополнительных нефтегазоносных комплексов заслуживают внимания рифейские и вендские терригенные отложения, кора выветривания фундамента и зоны разуплотнения внутри фундамента, контактирующие по разломам с осадочными породами чехла. Вопрос о перспективах нефтегазоносности надсолевых девонских и каменноугольных отложений также окончательно не снят с повестки дня, хотя их перспективы в Припятском прогибе не велики, так как они не вступали в главную зону нефтеобразования и не реализовали свой нефтематеринский потенциал, а от нефтеносных межсолевых и подсолевых отложений надежно экранированы мощными соленосными толщами и, следовательно, не имеют источников углеводородов.
В качестве новых перспективных территорий рассматриваются Север-Припятское плечо и Лоевская седловина, где некоторый интерес может представлять нижняя часть чехла, отвечающая подсолевым отложениям прогиба, и, возможно, породы фундамента.
По состоянию на 01.01. 10г. Открыто 75 месторождений.
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 30 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |