Файл: Лукашев К.И. Припятская впадина - сокровищница недр Белоруссии.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 04.04.2024
Просмотров: 62
Скачиваний: 0
лении нефтяных и газовых месторождений и поддерживается в настоящее время сравни тельно незначительным количеством специали- стов-нефтяников.
ПРИПЯТСКАЯ ВПАДИНА—НОВЫЙ НЕФТЕНОСНЫЙ РАЙОН ЗАПАДА СССР
Напомним, что для оценки перспектив неф тегазоносное™ того или иного района долж ны быть определенные предпосылки: наличие мощных (в несколько тысяч метров) толщ осадочных пород; широкое распространение пород-коллекторов (поровых и трещинных), в которых могла бы накапливаться нефть, а так же плотных пород (глин, солей и др.), кото рые перекрывали бы нефтегазоносные породы и предохраняли месторождения от разруше ния; присутствие в значительном количестве отложений, обогащенных органическим веще ством, которое было бы исходным материалом для образования нефти; наличие благоприят ных структурно-тектонических условий и пре жде всего локальных структур, к которым и приурочены нефтяные и газовые месторожде ния; широкое распространение нефте- и газо проявлений. Исследования геологов и геофи зиков показали, что Припятская впадина удов летворяет всем этим условиям, что и было подтверждено в последнее время открытием промышленных месторождений нефти в этом районе.
Как уже говорилось, осадочная толща здесь имеет мощность 2—5 тысяч метров. Од нако не вся она в одинаковой степени являет ся перспективной в отношении нефтеносности.
74
Одни горизонты весьма перспективны, дру гие малоперспективны или неперспективны. В основании осадочного покрова впадины за легает кристаллический фундамент, который вскрыт многочисленными буровыми скважина ми. Ни в одной из них как на территории впа дины, так и в смежных районах не обнаруже но никаких признаков нефтеносности, хотя в ряде случаев вскрыты зоны сильно трещино ватых пород.
В западных и северных районах Припятской впадины на кристаллическом фундамен те залегает белорусская серия верхнего проте розоя. Она сложена в основном пористыми песчаными породами, в которых имеется мно го свободного для нефти пространства. Одна ко в этих породах органическое вещество со держится в незначительном количестве, биту мы встречаются очень редко. Признаки нефтеносности отмечены только в Старобине и Червоной Слободе (бассейн реки Орессы). Не исключено, что в этих отложениях будут от крыты месторождения нефти. Однако в настоя щее время этот горизонт не является одним из основных для поисково-разведочных работ.
Выше залегают девонские отложения, пер спективы нефтеносности которых доказаны. Нам уже известно, что в составе этих отложе ний выделено 6 мощных толщ: подсолевая терригенная, подсолевая карбонатная, нижняя Со левая, межсолевая, верхняя солевая и надсолевая.
Подсолевой терригенный комплекс, вклю чающий пярнуский, наровский, лужский гори зонты среднего девона и нижнещигровский
75
горизонт верхнего девона, сложен в основном пористыми песчано-алевритовыми породами и содержит большое количество пластов-кол лекторов (поровых). В нижней части среднего девона выделяются мощные пачки доломи тов, среди которых часто встречаются пласты сильно трещиноватых пород. Из этого горизон та в районе Речицы (скважина Р2) получена в небольшом количестве полулегкая нефть. Отдельные прослои песчаников здесь (скважи ны Р1 и Р2) пропитаны нефтью. Нефтепроявления отмечены также в районе Копаткевичей, Домановичей и других пунктах. Битумы и рас сеянное органическое вещество в породах со держатся обычно в небольшом количестве.
Подсолевой карбонатный комплекс, вклю чающий верхнещигровский, семилукский, петинский, воронежский и евлановский горизон ты, сложен в основном доломитами и известня ками. Здесь почти полностью отсутствуют песчаные породы с поровыми коллекторами. Широко развиты трещинные и кавернозные по роды, в которых в большом количестве может скапливаться нефть. К этой толще в районе Речицы (скважины Рб, Р9 и др.) приурочено крупное промышленное месторождение черно го золота. Явные признаки нефтеносности этих отложений установлены и в других рай онах (Шестовичская, Стреличевская, Осташковичская и другие площади).
Нижняя солевая толща сложена в основ ном каменной солью, которая сама по себе не представляет большого интереса с точки зре ния нефтеносности. Она является хорошей по крышкой для нефтяных месторождений подсо-
76
левых карбонатных отложений. Признаки неф теносности отмечены лишь в прослоях несо левых пород, а также в нарушенных зонах этой толщи.
Межсолевая толща характеризуется тре щиноватыми и частично поровыми коллекто рами, высоким содержанием органического вещества и битумов, почти повсеместными и богатыми нефтепроявлениями и повышенны ми газопоказаниями. Геологи уже давно счи тают, что эта толща представляет большой интерес с точки зрения нефтеносности. Прог нозы геологов нашли блестящее подтвержде ние в открытии здесь в 1964 и 1965 годах крупных промышленных месторождений на Речицкой (скважины Р8, Р19, Р 15 и др.) и Осташковнчской (скважина Р2) площадях. Межсоле вая толща весьма перспективна, и, несомнен но, в ней будет открыто еще не одно промыш ленное месторождение черного золота.
Верхняя солевая толща занимает большую часть разреза девонских отложений Припятской впадины, достигая в ряде районов мощ ности в 2000—3000 метров, а иногда и более. Она является хорошим экраном, предохраня ющим на большей части территории (за иск лючением зон разломов) месторождения неф ти от разрушения. Значение солевой толщи для решения проблемы нефтеносности этим не исчерпывается: она сама в ряде случаев является нефтеносной. В нижней части верхней солевой толщи залегает довольно мощный пласт пористых песчаных пород, нередко про питанных нефтью. В Ельской скважине Р2 из этого пласта получены промышленные прито
77
ки неф™. В верхней солевой толще впадины, особенно в ее северо-восточной части, часто встречаются мощные (до 100—300 метров) горизонты пород, сложенные трещиноватыми известняками и доломитами и нередко пропи танные нефтью. Из одного такого пласта на Шатилковской площади получен промышлен ный приток нефти. Около 200 литров нефти бы ло собрано при бурении, скважины на Перво майской площади. В верхней солевой толще часто встречаются сильно трещиноватые зоны, пропитанные нефтью. По этим зонам она про никает из более глубоких горизонтов в верхние части разреза.
Заканчивается разрез девонских отложе ний на территории Припятской впадины надсолевой толщей, в которой в ряде пунктов (Наровля, Ельск, Речица, Мозырь и др.) об наружены нефте- и газопроявления. В неко торых районах эта толща залегает сравнитель но неглубоко, характеризуется небольшой мощностью и не имеет надежных покрышек. Такие районы не могут быть перспективными в отношении нефтеносности: если здесь и на капливалась когда-то нефть, то ее месторож дения в последующем были разрушены. В тех же пунктах, где эта толща имеет большую мощность (свыше 800—1000 метров) и зале гает сравнительно глубоко, она может содер жать в себе месторождения нефти и газа.
Таким образом, из всех отложений девона Припятской впадины наиболее перспективны на нефтеносность подсолевая карбонатная и межсолевая толщи (здесь уже найдена нефть), подсолевой терригенный комплекс и верхняя
78
КРАНБЛОК I
79
солевая толща, которые могут содержать про мышленные месторождения черного золота.
Более молодые, чем девонские, отложения на территории Припятской впадины (каменно угольные, пермские, триасовые, юрские, мело вые, палеогеновые, неогеновые и четвертич ные) рассматриваются большинством геологов как неперспективные на нефть и горючий газ.
При поисках нефти и газа проводятся гео физические и геологические (в том числе глу бокое бурение) работы на всей площади рай она исследований. Задача этих работ, кото рые называются региональными, заключается в том, чтобы выяснить основные черты геоло гического строения данного района и на этой основе выявить локальные структуры и сосре доточить на них более детальные исследо вания (рис. 11).
Локальные1структуры выделяются по раз личным горизонтам (каменноугольным, надсолевым, солевым, межсолевым и подсолевым). В Припятской впадине они известны как в деп рессиях, так и на выступах, а также в местах их сочленения. В результате геофизических ис следований на территории впадины выделено около 70 локальных структур с размерами 6— 12 на 3—4 километра. Форма структур различ ная. Обычно они слабо вытянуты, нередко поч ти изометр.ичны и только з отдельных случаях вилообразные. Последние имеют значительные размеры (несколько десятков километров в длину при ширине до 10 километров). Для та ких структур .характерны несовпадение сводов по различным горизонтам, сильное уменьше ние мощностей и полное выпадение из разреза
80
отдельных горизонтов. На многих структурах установлены разрыв пластов горных пород и смещение различных частей структуры относи тельно друг друга. Все это говорит о том, что при формировании локальных структур проис ходили очень сложные процессы, которые при водили к существенным изменениям в перво начальном залегании пластов. С этими факта ми геологам всегда приходится считаться при поисково-разведочных работах.
На территории Припятской впадины мно гие локальные структуры подвергались деталь ным геофизическим исследованиям. Только после этого здесь закладывались глубокие бу ровые скважины. Наиболее изучены сейчас Речицкая, Осташковичская, Наровляпская, Ельская, Копаткевичская, Заозерная, Стреличевская, Первомайская, Петриковская, Шестовичская, Буйновичская и Вышемировская структуры. На каждой из них пробурено от 2 до 10—20 глубоких роторных скважин, на некоторых других — всего лишь по одной. На большинстве же структур не пробурено пока ни одной глубокой скважины. Во всех изучен ных структурах отмечены, нефте- и газопрояв ления, и в недалеком будущем здесь могут быть открыты промышленные месторождения черного золота. Из всех более-менее изученных структур к настоящему времени наиболее ин тересной оказалась Речицкая, которая распо ложена в северо-восточной части впадины, южнее города Речицы, в районе шоссейной до роги Гомель—Мозырь. Эта структура была выявлена еще в 1949 году. В разное время (1949—1961 годы) здесь был выполнен боль-
6. К- И. Лукашев, А. С. Махнач |
81 |
шой объем геофизических (сейсмических, гра виметрических, электроразведочных) и дру гих работ, которые дали возможность устано вить наличие структуры по кровле соли, а так же по подсолевым отложениям. Структура имеет размеры 16X6 километров и разделена на две части крупным тектоническим наруше нием. Северная часть ее приподнята, южная опушена.
Бурение на структуре начато в 1961 году. Первая буровая скважина (Р1) имеет глуби ну 3174 метра. Она прошла полностью весь разрез девона (надсолевые, верхнесолевые, межсолевые, нижнесолевые, подсолевые кар бонатные, подсолевые терригенные отложе ния) и вскрыла кристаллический фундамент. В солевой и верхней части подсолевой карбо натной толщ этой скважиной установлены по вышенные газопоказания. На кристалличе ском фундаменте в скважине залегает пласт (около 30 метров) песчаников, которые обла дают хорошими коллекторскими свойствами и пропитаны нефтью. Очень хороший и полный разрез девона вскрыт также скважиной РЗ. Скважины Р1 и РЗ, хотя и не дали промыш ленных притоков нефти, все же имеют исклю чительно большое значение для выяснения геологического строения района Речицы и яв ляются эталонными разрезами для всей струк туры.
Первооткрывательницей Речицкого нефтя ного месторождения геологи считают скважи ну Р2, хотя она и дала весьма незначитель ный приток нефти — всего лишь 1 кубический метр в сутки. Нефть получена здесь из отло-
82
жений среднего девона (глубина 2904—2917 метров). Она оказалась малосернистой, с удельным весом 0,840. Попутный газ состоит из углеводородов (85%, в основном метан, реже этан, пропан и др.), содержит азот и ред кие газы (14%) и водород (около 1%).
Тщательный анализ материалов, получен ных скважинами Р 1, Р2 и РЗ, позволил гео логам определить дальнейший путь работ по разбуриванию Речицкой структуры. Уже пер вые буровые скважины на этой площади (Р6, Р7, Р8) дали промышленные притоки нефти.
В скважине Р6 в процессе бурения были проведены испытания, в результате которых из трещинных карбонатных пород подсолевой карбонатной толщи верхнего девона из интер вала 2649—2756 метров был получен промыш ленный приток нефти (22 кубических метра за 20 минут) удельного веса 0,841, с низким со держанием серы. В скважине Р8 в процессе бурения были опробованы трещинные карбо натные породы межсолевой толщи. Испытания дали положительные результаты — за 1 час 15 минут было получено 20 кубических метров нефти. После спуска эксплуатационной колон ны буровики опробовали интервал 1934— 2026 метров (межсолевая толща). Отсюда за бил фонтан с дебитом 144 кубических метра в сутки. Нефть этой скважины оказалась также высококачественной, с удельным весом 0,843 и низким содержанием серы. В скважине Р7 про мышленный приток нефти получен также из межсолевых отложений.
Через некоторое время после получения промышленных притоков нефти из скважин
83