ПРИПЯТСКИЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ БАССЕЙН

Л.И. Шаповал

Из монографии: «Гидрогеологические критерии прогноза залежей углеводородов».

М. Наука. 1985. Колл. авторов. под ред. Ю.П. Гаттенбергера.

Припятская впадина расположена на юго-западе Русской плиты и является составной частью Днепровско-Донецкого авлакогена. Впадина состоит из субширотно вытянутого Припятского грабена и примыкающей с севера Городокско-Хатецкой ступени. На севере впадина сочленяется с периклиналями Белорусской и Воронежской антеклиз, на востоке с Днепровско-Донецкой, на западе с Подлесско-Брестской впадинами.

Припятская впадина выполнена мощной (до 6 км) осадочной толщей, начинающейся в западной части 600-метровой серией протерозоя, а в центральной и восточной частях — девонскими отложениями, составляющими около 70% от общей мощности осадочного чехла. Девонские отложения образуют шесть литологических комплексов: 1) под солевой терригенный в объеме эйфельского, живетского яруса и пашийско-кыновских слоев; 2) подсолевой карбонатный (остальной разрез франского яруса до ливен-ского горизонта); 3) нижний соленосный — ливенский горизонт; 4) межсолевой карбонатный — задонский и елецкий горизонты фаменского яруса; 5) верхний соленосный — данково-лебедянский горизонт; 6) надсолевой — остальная часть разреза фаменского яруса. Основная толщина девонских отложений (до 4000 м) представлена соленосной формацией — каменной солью с прослоями карбонатных и терригенных пород. Девонские отложения перекрыты менее мощным чехлом каменноугольных, пермских, триасовых, юрских, меловых и палеогеновых образований.

Кристаллический фундамент, а также подсолевая, нижняя соленосная и межсолевая толщи расчленены субширотными разломами с амплитудой до 1—3 км на линейно вытянутые тектонические ступени того же простирания.

На территории Припятской впадины открыто более 20 месторождений нефти и газа, большинство которых размещается в ее северной части. Большая часть залежей приурочена к карбонатным резервуарам подсолевого и межсолевого комплексов. Залежи пластовые, сводовые, а также массивные и литологически или тектонически экранированные. Нефти подсолевого комплекса, как правило, более легкие и менее сернистые, чем в межсолевом комплексе. Попутный газ состоит на 95-99% из УВ. Газонасыщенность нефтей растет с глубиной, достигая 550 м3/т.

Сложные тектонические и литологические условия продуктивной толщи, большие глубины залегания продуктивных пластов, слабая изученность глубоким бурением - все это требует для повышения достоверности прогнозирования применения широкого комплекса методов и критериев, в том числе гидрогеологических. Решению этой задачи посвящены многочисленные работы местных и центральных научно-исследовательских организаций, результаты которых обобщены в настоящей работе.

На нынешнем этапе освоения Припятского НГБ, в особенности его цент­ральной и южной частей, главное значение имеет региональное и зональное прогнозирование. Для наиболее изученной северной части могут быть с успехом использованы локальные показатели НГН.

Подземные воды продуктивной толщи девона в подсолевых и межсолевых отложениях находятся в условиях весьма затрудненного водообмена, причем такой режим установился уже на ранних этапах развития продуктивного комплекса. Этому способствовало быстрое погружение осадков в периоды формирования водоупорных соленосных толщ, которые изолировали нижележащие водоносные горизонты от влияния инфильтрационных вод во время континентальных перерывов. В изолированном водоносном комплексе межсолевых и подсолевых отложений девона преобладал элизионный режим с высокими палеонапорами в районах максимального погружения осадков и перемещением флюидов в сторону более низких палеонапоров на приподнятых участках. Поскольку нефтепроизводившие породы представлены глинистыми и глинисто-карбонатными осадками в разрезе самой девонской толщи, последняя может рассматриваться с точки зрения процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления как автономный комплекс, в котором формирование залежей происходило в результате ограниченной по дальности внутрирезервуарной миграции УВ. Весьма благоприятным фактором следует считать, что преобразование пластовых вод продуктивного комплекса в высокометаморфизованные рассолы, по-видимому, завершились еще до начала ГФН.

Скорости движения пластовых вод продуктивного комплекса на элизионных этапах гидрогеологических циклов не превышали 0,01—0,3 м/год. Областями разгрузки являлись разломы субширотного простирания на всех этапах геологической истории, меридиональные - в додевонское и девонское время, а начиная с каменноугольного времени — долины пра-Днепра и его притоков.

Для оценки палеогидродинамических условий формирования, сохранения и разрушения нефтяных залежей во время развития подсолевого и межсолевого комплексов было проведено моделирование на электроинтеграторе ЭГДА-9/60. Вся территория была разбита на квадраты 10x10 км. В качестве границ гидродинамических блоков наряду с краевыми разломами были приняты пять разломов, расположенных внутри впадины и влиявших на осадконакопление карбонатной толщи девона. Эти разломы на протяжении геологической истории выполняли роль либо зон разгрузки подземных вод, либо, наоборот, роль тектонических экранов.

С помощью моделирования было определено положение пьезометрической поверхности на конец задонско-елецкого, елецко-лебедянского, каменноугольного, юрского времени и на современный этап развития. Анализ результатов показал, что подсолевая карбонатная толща уже к концу задонско-елецкого времени, а межсолевая к концу елецко-лебедянского находились в условиях застойного режима, не имея гидравлической связи с выше- и нижележащими водонапорными системами, и только на отдельных участках в западных районах испытывали влияние инфильтрационных вод из области высоких напоров на Белорусском массиве. Такое состояние водонапорной системы подсолевых и межсолевых отложений в целом сохранилось и в последующее время, хотя пространственное положение пьезомаксимумов несколько изменилось (рис. 17).

В позднем девоне и раннем карбоне активизировались тектонические движения по разломам субмеридионального и северо-восточного простираний. Это привело к усилению разгрузки подземных вод и интенсификации миграции УВ. Движение вод и УВ было направлено в сторону пьезо-минимумов, которым соответствовали разломы, служившие зонами разгрузки того времени. К концу юры распределение палеонапоров существенно изменилось: разрывные нарушения из очагов разгрузки превратились в непроницаемые экраны, образовавшие границы гидродинамических блоков.


Рис. 17. Схема областей создания напора межсолевого водоносного комплекса Припятской впадины к концу девона

1 - разломы, ограничивающие Припятскую впадину с севера и юга; 2 -основные тектонические нарушения, влиявшие на осадконакопление межсолевых отложений-3 — участки отсутствия межсолевых отложений; 4 - современная граница распространения межсолевых отложений (водоносный комплекс); 5 -изолинии геостатических давлений (кг/см2); 6 - область непосредственной инфильтрации и выхода межсолевых отложений на поверхность; 7 - область возможной гидравлической связи межсолевого водоносного комплекса непосредственно с морем или через проницаемые отложения различного возраста, накопившиеся к концу девона, карбона, юры и на современный этап; 5 - расчетный блок, слева внизу номер блока, в центре-; средневзвешенное геостатическое давление (МПа)