Месторождение нефти Припятской нефтегазоносной области

Заметные различия устанавливаются и в компонентном составе растворенных газов в нефтях подсолевых и межсолевых залежей. Растворенный в нефтях газ подсолевых залежей Речицкого и Осташковичского месторождений характеризуется меньшей плотностью (1,146--1,293 г/л по воздуху) в сравнении с газом "межсолевых" нефтей (1,251 -- 1,306 г/л), большим содержанием метана (57,55--63,61% против 53,79--54,04%), меньшим -- этан-пропановых фракций, а отсюда снижением отношения СбНб-- С5Н12/СН4. В составе растворенного газа в нефтях подсолевых отложений содержится меньше углекислого газа (0,67--1,17%), чем в газе "межсолевых" нефтей (1,0--1,35%).

Таким образом, на основании указанных выше данных можно придти к выводу о том, что нефти подсолевых и межсолевых отложений в пределах Речицко-Вишанской зоны, связаны с различными циклами нефтеобразования, а соответствующие залежи никогда не сообщались между собою.

Рассмотрим сходства и различия нефтей подсолевых карбонатного (воронежский -- саргаевский горизонты) и карбонатно-терригенного (наровский и пашийско-кыновский горизонты) комплексов верхнего -- среднего девона. Притоки нефти из пород подсолевого карбонатно-терригенного комплекса получены в единичных скважинах на Речицкой (окв. 2, наровский горизонт; скв. 62, пашийско-кыновский горизонт), Восточно-Первомайской (скв. 2, пашийско-кыновский-старооскольский горизонты) площадях. Все скважины расположены в сводовых частях структур, вблизи малоамплитудных сбросов (до 100 м). Сравнивая эти нефти по физико-химическим свойствам с нефтями из подсолевых карбонатных отложений тех же площадей, можно придти к выводу о том, что они мало различаются между собой. Более того, нефть, полученная на Осташковичской площади из пашийско-кыновских отложений и, возможно, из пород семилукско-бурегского горизонта, является даже более утяжеленной (плотность 0,884 г/см³), чем нефть воронежского горизонта (плотность 0,854 г/см³). Нефть из отложений наровского горизонта на Речицкой площади, по изотопному составу серы также практически не отличается от нефти в подсолевых карбонатных отложениях. В связи с этим следует отметить, что обе эти нефти имеют единый источник. Что касается нефти из низов разреза верхнесоленосных пород елецко-лебедянского горизонта, приток которой установлен в Шатилковокой скв. 1 (интервал 3250--3265 м), то по составу и физико-химическим свойствам она практически мало чем отличается от нефти задонско-елецкого горизонта Восточно-Первомайской площади (скв. 16, ориентировочная глубина 3290 м). В сравнении с "межсолевой" нефтью Речицко-Вишанской зоны она является значительно более "облегченной", содержит меньше серы, смол и асфальтенов, характеризуется большим выходом фракций, выкипающих до 300°С, высоким содержанием парафино-нафтеновых углеводородов в бензине; по своим физико-химическим особенностям очень сходна с нефтью из межсолевых отложений Давыдовского месторождения, хотя залегает на 700 м ниже. Очевидно, образование Шатилковской залежи обусловлено миграцией нефти из межсолевых отложений. К тому же выводу можно придти и по вопросу образования нефти в верхнесоленосных породах Ельской площади.

Эта нефть резко отличается по своему составу и свойствам от нефтей других месторождений. Она тяжелая, содержит больше кислых компонентов (силикагелевых смол и асфальтенов, в сумме -- 31,6%), серы (до 5,5% против 0,19-- 0,8 в нефтях других месторождений Припятского прогиба), характеризуется высоким изотопным составом серы.

Анализируя данные об основных физико-химических свойствах и составе нефтей и растворенных в ней газов подсолевых, межсолевых и верхнесоленосных отложений девона Припятского прогиба по отдельным месторождениям в зависимости от глубин их залегания, можно придти к некоторым выводам о закономерностях изменения, формах и направлении миграционных процессов. По мере погружения нефтеносных пластов как подсолевого, так и межсолевого комплексов, устанавливается, в общем случае, постепенное "облегчение" нефтей: уменьшаются плотность и вязкость, суммарное содержание смол и асфальтенов, серы, увеличиваются содержание нафтеново-парафиновых углеводородов в бензиновых фракциях, выход фракций до 200--300°С, газонасыщенность и давление насыщения нефти газом. В том же направлении растет содержание метановых компонентов в попутном газе, уменьшается его плотность.

В пределах Речицко-Вишанской зоны наиболее легкими (плотность 0,793--0,845 г/см ) из нефтей подсолевых залежей являются нефти наиболее погруженных Давыдовского, Сосновского и Осташковичского месторождений. В пределах Речицкой и Вишанской площадей эти нефти имеют большие величины плотности и вязкости, повышенное содержание смол и асфальтенов, характеризуются увеличенными значениями газового фактора и давления насыщения нефти газом. В погруженной части Шатилковской депрессии, например, на Восточно-Первомайской площади, нефти подсолевых отложений относятся к самым легким (плотность 0,787 г/см³).

Анализируя данные о компонентном составе нефтей подсолевых отложений Речицко-Вишанской промышленно-нефтеносной зоны, следует подчеркнуть еще одну важную особенность нефтей: по мере уменьшения их плотности снижается содержание не только смол и асфальтенов, но и парафинов. Так, нефти подсолевых залежей Давыдовского и Восточно-Первомайского месторождений, наиболее "легкие" в пределах описываемой территории (плотность в среднем равна 0,787--0,798 г/см³) характеризуются самым низким содержанием смол, асфальтенов (2,59-- 3%) и парафинов (4,28--5,26%). В то же время нефти Речицкой, Тишковской и Вишанской "подсолевых" залежей более плотные, имеют повышенное содержание по сравнению с нефтью подсолевых залежей Давыдовского и Восточно-Первомайского месторождений смол и асфальтенов (от 10,02 до 16,7%), а также парафинов (6,72--12,7%). Нефти "межсолевых" залежей Речицко-Вишанской зоны характеризуются той же зависимостью содержания парафинов от плотности, но менее четкой: уменьшение плотности нефти сопровождается резким снижением содержания смол и асфальтенов, но менее заметным уменьшением парафина. Эта особенность изменения компонентного состава нефтей является дополнительным обоснованием вывода о различных источниках нефтегазообразования межсолевых и подсолевых залежей. Она обусловлена различным составом исходного органического вещества.

Характерные особенности изменения состава нефтей подсолевых залежей присущи и другой промышленно-нефтеносной зоне Червонослободско-Малодушинской. В пределах этой зоны залежи нефти в подсолевых отложениях выявлены пока только на Барсуковской и Надвинской площадях, т. е. в восточной ее части. Нефть Надвинского месторождения, занимающего в структурном отношении более высокое гипсометрическое положение, чем Барсуковское, характеризуется повышенной плотностью -- 0,863 г/см³, значительным содержанием смол и асфальтенов -- более 13%, парафина -- около 6%, низким выходом фракций, выкипающих до 300° С -- не более 33%. Эти же параметры нефти Барсуковской подсолевой залежи равны 0,818 г/см³ (плотность), 4,33% (смол и асфальтенов) и 49% (выход фракций).

По физико-химическим особенностям и глубине залегания нефть подсолевой залежи Надвинского месторождения близка нефти одновозрастных отложений Речицкой площади, а Барсуковского -- Осташковичской.

Нефти межсолевых залежей в пределах Речицко-Вишанской зоны, как и нефти подсолевых отложений, "облегчаются" по мере их погружения -- от Речицкого и Тишковского к Осташковичскому и Давыдовскому месторождениям. В этом направлении уменьшается их плотность (от 0,894--0,872 до 0,876-- 0,859 г/см³), вязкость (от 6,07 до 2,31--2,65 спз), возрастают газовый фактор (от 45 до 83,4 м /м ), давление насыщения (от 55,15 до 101,85 кгс/см ), резко уменьшается содержание смол и асфальтенов (от 20,85%) на Тишковской до 10,73% на Давыдовской площади). Наименьшее содержание парафина (4,30%) характерно для наиболее плотной нефти Тишковской межсолевой залежи, а самое высокое -- 6,50-8,1% -- для нефтей Речицкого и Давыдовского месторождений. Растворенные в нефтях газы как подсолевых, так и межсолевых залежей с уменьшением их гипсометрического положения "утяжеляются", в компонентном составе снижается содержание метана и возрастает в общем случае коэффициент этан - пентан /метан. Таким образом, общей закономерностью изменения состава и свойств нефтей, а также растворенных в них газов как подсолевых, так и межсолевых залежей Припятского прогиба по площади является их "облегчение" по мере погружения соответствующих одновозрастных отложений. Эта закономерность обусловлена увеличением в том же направлении пластовой температуры и давления, т. е. усилением "жесткости" термодинамических условий, катагенетических процессов, и является нормальной. Это подтверждается также данными сравнения физических свойств нефтей межсолевых отложений в приподнятых и опущенных частях Речицкой, Осташковичской и Давыдовской брахиантиклинальных структур. Нефти межсолевых залежей (Речицкая скв. 101, Осташковичская скв. 18, Давыдовские скв. 8, 13) более легкие, чем нефти одновозрастных отложений в приподнятых частях этих поднятий.

При детальном изучении физико-химических особенностей нефтей одновозрастных отложений по площади их распространения в пределах отдельных промышленно-нефтеносных зон устанавливаются довольно многочисленные факты "нарушения" этой закономерности, которые имеют немаловажное значение для выяснения условий формирования каждого месторождения и содержащихся в нем залежей нефти. Например, Осташковичское месторождение как по межсолевым, так и по подсолевым отложениям, является более погруженным, чем Давыдовское. Нефть тех и других отложений (особенно подсолевых) на Осташковичской площади характеризуется большей плотностью (соответственно --- 0,876 и 0,845 г/см³), более значительным содержанием кислых компонентов (асфальтенов и силикагелевых смол -- 18,27 и 12,62%), чем в пределах Давыдовского месторождения (плотность 0,859 и 0,793 г/см ; смол и асфальтенов-- 9,40 и 3%). Что же касается подсолевых залежей этих месторождений, то пластовая нефть соответствующих отложений Давыдовской площади характеризуется в среднем значительно большими величинами газового фактора (268 м /м ) и давления насыщения ее газом (214 кгс/см ), чем нефть Осташковичского месторождения (соответственно 219,6 м/м а 184,8 кгс/см ). То же самое можно заметить, если сравнить физико-химические свойства нефтей Речицкого и Тишковского месторождений: в то время как последнее является более погруженным, чем первое, нефти межсолевых и подсолевых залежей Тишковского месторождения относятся к более тяжелым (плотность нефти из межсолевых отложений 0,894 г/см³, подсолевых --0,862 г/см ), содержат больше смол и асфальтенов (соответственно-- 20;85 и 16,7%), чем нефть одновозрастных пород Речицкого (плотность -- 0,872 и 0,850 г/см , содержание смол и асфальтенов -- 17,57 и 10,02%).

Нарушение "нормальной" закономерности обнаруживается и при сопоставлении физико-химических свойств растворенных в нефти газов, например, межсолевых залежей Осташковичского и Давыдовского месторождений. Хотя, межсолевая залежь Осташковичского месторождения, по сравнению с промышленным скоплением нефти в одновозрастных отложениях Давыдовской площади, более погружена, растворенный в нефти газ первого характеризуется большей плотностью, меньшим содержанием метана, соответственно большим соотношением суммы "тяжелых" компонентов и метановых. Такое изменение физико-химических особенностей попутных и растворенных газов свидетельствует о латеральной вторичной миграции углеводородов (от Осташковичской площади к Давыдовской).

"Несоответствие" между глубинами залегания начальных пластовых давлений, с одной стороны, и физико-химическими свойствами нефтей Речицкого и Тишковского месторождений, с другой, относит к исключению из общей закономерности и объясняет ее одной из двух причин: ошибкой в определении физико-химических свойств нефтей Тишковской площади или большим влиянием гипергенных процессов. Оба этих объяснения нельзя признать обоснованными, потому, во-первых, что нефти не только подсолевых, но и межсолевых отложений Тишковской площади являются более "тяжелыми", чем нефти Речицкого месторождения, и, во-вторых, гипергенные процессы, если они вообще наблюдались, более интенсивно проходили в пределах Речицкой площади, являющейся на протяжении всего геологического времени, по данным палеотектонических реконструкций, более приподнятой, чем Тишковская, как по межсолевым, так и по подсолевым отложениям. Необходимо также учесть, что отмеченные "несоответствия" имеются в пределах Осташковичского и Давыдовского, Вишанского и Малынского месторождений. Рассмотрим также данные о сравнительной характеристике нефтей межсолевых отложений Восточно-Первомайской и Давыдовской площадей. Первая из площадей и в современном структурном плане и на протяжении всего геологического времени, от задонско-елецкого века до антропогена, являлась более погруженной (современная глубина залегания межсолевых отложений более 3200 м), чем вторая (2515-- 3100 м). Однако нефть межсолевых отложений Восточно-Первомайской площади (скв. 16) имеет такую же плотность, что и нефть Осташковичского месторождения, а содержание серы, выход фракций, выкипающих при температуре 300°С, характеризуются заметно меньшими значениями.

Все эти фактические данные свидетельствуют о том, что наряду с общей закономерностью -- нормальным "облегчением" нефтей одновозрастных отложений по мере их погружения, вызванной миграцией углеводородов и катагенезом, существует и другая, частная особенность в изменении их состава и свойств -- "обращенная" закономерность: нефтяные углеводороды "облегчаются" в направлении проявления вторичной латеральной миграции, в процессе некоторого переформирования первичных залежей. Обращенная закономерность выявляется при рассмотрении характера изменения физико-химических особенностей нефтей одновозрастных отложений в пределах одной и той же площади, в зависимости от структурного положения скважин, из которых отобраны пробы нефти.

Таким образом, на основании данных о характере изменения свойств и состава попутных газов и нефти подсолевых и межсолевых залежей Припятского прогиба можно сделать следующие выводы:

Общими особенностями характера изменения состава и свойств нефтей подсолевых и межсолевых залежей Припятского прогиба являются уменьшение плотности, вязкости, содержания смол и асфальтенов, увеличение процента выхода фракций до 300°С, значений газового фактора и давления насыщения нефтей газом, возрастания степени метанизации попутных газов в направлении от приподнятых зон прогиба -- валообразных поднятий к погруженным -- депрессиям. Эти особенности обусловлены нормальным ходом катагенетических процессов -- повышением давления и температур с глубиной погружения пород первичной миграцией углеводородов.

Обращенная зависимость состава и свойств нефтей от глубины залегания, наблюдаемая внутри отдельных зон и месторождений, может быть объяснена процессами вторичной латеральной миграции более легких углеводородов в направлении от опущенных структур к приподнятым (например, от Осташковичского поднятия к Давыдовскому и от Тишковской структуры к Речицкой) и в направлении от крыльев и периклиналей каждого отдельного поднятия к его своду по гравитационному закону распределения.

Вертикальная миграция углеводородов через породы, разделяющие подсолевые и межсолевые залежи, т. е. через нижнесоленосные отложения, и по дизъюнктивным нарушениям не играла положительной роли в формировании и переформировании нефтяных залежей Припятского прогиба. Подсолевые (карбонатного комплекса) и межсолевые залежи верхнего девона никогда не сообщались между собой, нефти этих залежей связаны с разными источниками и циклами нефтегазообразования.

Небольшие по размерам нефтяные залежи в подсолевых карбонатно-терригенных образованиях верхнего -- среднего девона, выявленные в породах пашийско-кыновской и пярнуско-наровской серий на Речицкой и Осташковичской площадях, вероятно, являются вторичными, образованными в результате посредственного прилегания этих отложений по разломам к продуктивным породам подсолевого карбонатного комплекса верхнего девона.

Незначительные скопления нефти в верхнесоленосных образованиях, установленные на Ельской и Шатилковской площадях являются вторичными, связанными с разрушением межсолевых залежей.

Заключение

Все открытые к настоящему времени месторождения находятся в северо-восточной части прогиба, за исключением Ельской структуры. Нефтяные залежи приурочены в основном к межсолевым (задонско-елецким) и подсолевым (верхнещигровско-петинским и воронежским) карбонатным отложениям. Залежи нефти встречены также в соленосной данково-лебедянской толще и наровском горизонте. Месторождения нефти и газа многопластовые.

В соответствии с принципами тектонического районирования нижний структурный ярус делится на 3 структурные зоны: северная, центральная и южная. В составе северной выделены 4 тектонические ступени -- Березинская, Шатилковская, Речицкая и Червоно-Слободская; центральной - 5 тектонических ступеней - Копаткевичская, Центральная, Калинковичская, Петриковско-Шестовичская и Мозырская; южной - 3 ступени -Буйновичско-Наровлянская, Ельская и Выступовичская.

Главными задачами геологоразведочных работ на нефть в Припятской нефтеносной области на сегодняшний день можно считать следующие:

поиски новых месторождений нефти в пределах известных промышленных и перспективных зон нефтегазонакопления;

разведка и доразведка уже открытых и вновь открываемых месторождений;

выявление новых зон нефтегазонакопления и нетрадиционных для Припятского прогиба типов залежей нефти и газа, оценка перспективных территорий, где месторождения еще не открыты (Внутренний грабен, Лоевско-Ручаевская седловина, Северо-Припятское плечо).

Первые 2 направления не требуют особого обоснования. В пределах зон с установленной промышленной нефтегазоносностью остаются еще недостаточно изученными ряд участков, примыкающих к известным месторождениям или расположенных вблизи них. Эти участки весьма перспективны для поисков новых месторождений, о чем свидетельствуют открытые в последние годы месторождения.

Разведка и доразведка могут оказаться особенно эффективными в связи с увеличением количества полностью обводненных эксплуатационных скважин и возвратом их (дострелом) на перспективные вышележащие горизонты, не учтенные ранее при подсчете запасов, а также в связи с появившимися возможностями компьютерного моделирования резервуаров и разработки залежей, переобработки и новой интерпретации геологических, сейсмических и промыслово-геофизических данных на новом методическом и техническом уровне.

Учитывая данные о расположении и характеристике зон и участков нефтегазообразования и нефтегазонакопления, о геологическом развитии и строении Припятской нефтеносной области, ее уточненном нефтегеологическом районировании, можно выделить основные направления геологоразведочных работ на нефть и газ, при реализации которых в ближайшие годы будут приращиваться промышленные запасы углеводородов.

Главным объектом работ по поискам и разведке залежей нефти на ближайшую перспективу (5--10 лет) по-прежнему будут подсолевые, межсолевые и внутрисолевые отложения Северного промышленно-нефтеносного района, где плотность оставшихся неразведанных ресурсов наиболее высокая и где с наименьшим риском можно получить приросты запасов. Здесь основным является подготовка и ввод в поисковое бурение структур, находящихся в пределах зон промышленного нефтенакопления, а также поиски залежей нефти на площадях с недостаточно изученными перспективами нефтегазоносности. В первую очередь работы следует вести в зонах нефтенакопления, выделяющихся одновременно по подсолевым, межсолевым, а иногда и вышележащим отложениям и характеризующихся определенным резервом подготовленных и выявленных структур. Такими зонами являются Судовицко-Березинская, Первомайско-Озерщинская, Александровская, Речицко-Вишанская, Руднинско-Малодушинская и Червоно-Слободская, в их пределах имеется более 80 структур, находящихся в бурении, подготовленных и выявленных. При этом объектами первой очереди являются ловушки, связанные как с приподнятыми, так и опущенными частями основных зон нефтенакопления, приуроченные к крупноамплитудным глубинным несогласным разломам Северной зоны ступеней. Тесно сопряжена с Судовицко-Березинской и зона поднятия, связанная с Северо-Припятским глубинным разломом, в пределах Северо-Припятского плеча, в полосе, пограничной с Припятским палеорифтом, где перспективными являются подсолевые карбонатные и терригенные образования, а также трещиноватые зоны фундамента. Подсолевые терригенные отложения представляют промышленный интерес и в головных частях перечисленных выше зон нефтегазонакопления, где с ними связано уже более десяти открытых залежей промышленного значения.

При изучении ловушек, приуроченных к региональным и субрегиональным разломам в пределах Северной зоны ступеней, особое внимание следует уделять опущенным крыльям. Их высокая перспективность доказана открытием ряда крупных залежей II и III классов, связанных с Речицко-Вишанским разломом, и менее крупных, приуроченных к Северной зоне бортовых уступов. Более того, в погруженных частях тектонических ступеней Северного района (на их склонах и в подножье) можно ожидать выявления новых зон нефтегазонакопления и нетрадиционных типов ловушек. Однако степень изученности этих крыльев значительно уступает изученности головных частей крупных тектонических ступеней.

Вторым по перспективности нефтепоисковых работ является Южный район. Нефтепоисковые работы здесь рекомендуется ориентировать на поиски залежей в межсолевых отложениях и попутно в верхних солевых в пределах Вы-ступовичской, Валавско-Руднянской, Усовско-Новоруднянской и Николаевско-Ельской зон предполагаемого нефтегазонакопления. Основные залежи нефти в межсолевых отложениях здесь могут быть связаны с комбинированными ловушками литологического и тектонического экранирования, выклинивающимися песчаными телами и органогенными образованиями, выявление и картирование которых требует комплексных литолого-геофизических исследований и бурения. В пределах части из названных выше зон интерес представляют также и песчаные тела внутри верхней солевой толщи. Поиски залежей в подсолевых отложениях следует ориентировать на Дубровско-Ельскую и Наровлянскую, а в межсолевых -- на Николаевско-Ельскую и Выступовичскую зоны предполагаемого нефтенакопления. Предполагается, что возможные залежи нефти в этих отложениях связаны в основном с тектонически-ограниченными ловушками и, возможно, сводовыми.

Третьими по важности нефтепоисковых работ являются площади центральной части грабена, в том числе Лоевской и Ручаевской седловин, с относительно низкими плотностями потенциальных ресурсов. Сюда относятся зоны, площади и участки возможного нефтенакопления, где перспективы нефтеносности связываются в основном с подсолевыми и реже межсолевыми отложениями, с ловушками преимущественно дизъюнктивных, возможно, тектоно-литологических экранов, литологически замкнутыми. Это объекты, входящие в Комаровичско-Савичскую зону, и отдельные участки других зон возможного нефтегазонакопления (Северо-Скрыгаловский, Заречинско-Гороховский, Каменский), а также ряд объектов на склоне Наровлянско-Ельской тектонической ступени и, возможно, в Туровской депрессии.

В результате нефтепоисковых работ по описанным выше направлениям открыто 68 месторождений и разведано более 52 % начальных суммарных извлекаемых ресурсов углеводородов. Нефтепоисковые работы на перспективу в Припятской нефтеносной области связываются с применением новых подходов, включающих оценку перспектив нефтегазоносности надсолевых девонских и каменноугольных отложений, пород верхнего протерозоя и кристаллического фундамента, новых перспективных зон возможного нефтегазонакопления на землях Внутреннего грабена и Северо-Припятского плеча, новых типов ловушек (прямого и обратного волочения, литологически замкнутых), связанных с особенностями формирования и тектонического развития Припятского палеорифта. Но эти новые направления, как и оценка нефтеносности Брестской и Оршанской впадин, требуют дальнейшего изучения.

До настоящего времени однозначно не решен вопрос о наличии залежей свободного горючего газа на территории нашей страны. Единственное выявленное небольшое газоконденсатное месторождение (Красносельское) и те немногочисленные прямые и косвенные показатели газоносности, на основании которых выделена Усовско-Новоруднянская зона возможного нефтегазонакопления, не позволяют дать определенную оценку возможности открытия газовых залежей. Этот вопрос изучается и требует дальнейших целенаправленных работ, в том числе и бурения специальных скважин на наиболее благоприятных участках.

Размещено на Allbest.ru