Структурные элементы тектонических ступеней и полиблоков депрессий и их нефтегазоносность

В разных частях обширных тектонических ступеней или протяженных полиблоков депрессий существуют разнообразные условия для нефтегазообразования, для формирования коллекторов и ловушек УВ, а также для аккумуляции и сохранения залежей углеводородов. Для того, чтобы различать эти части указанных структурных форм и в дальнейшем дифференцированно оценивать перспективы их нефтегазоносности, авторы обособили нижеследующие естественные составные элементы структурных форм второго порядка или внеранговых полиблоков: сбросово-блоковый уступ, структурный гребень, терраса, подножье. Для подсолевого комплекса картирование границ между указанными структурными элементами, как правило, не составляет большого труда, поскольку среди разломов, расчленяющих тектоническую ступень, можно выделить те из них, которые ограничивают указанные структурные элементы. Особенно четко отделяется одна ступень от смежной, т.е. подножье одной ступени от сбросо-блокового уступа другой, поскольку ступени ограничены региональными, ступенеобразующими разломами (см. раздел 2). Также четко прослеживается граница между уступами и гребнями, ведь она контролируется высокоамплитудными региональными гребнеобразующими разломами. Иногда бывает, что амплитуда уступового сброса, отделяющего подножье ступени I от уступа ступени II, является гораздо меньше, чем амплитуда гребневого разлома между уступом и гребнем. Такое соотношение подсолевых блоков создает впечатление, что блоки уступа морфологически более тяготеют к подножью ступени I, а не к гребню ступени II. Модель позволяет определить - где проходит граница между ступенями. В межсолевом комплексе границу между тектоническими ступенями, т.е. между подножьем ступени I и приразломным пликативным уступом ступени II часто приходится проводить не по разлому (поскольку он здесь, обычно, отсутствует), а по склону приразломного вала или по борту синклинали, что указывает на некоторую субъективность определения ее положения. Границы структурных элементов, отражённые на кровле межсолевого ком­плекса, значительно смещены относительно соответствующих границ на кровле подсолевого комплекса, ввиду наклонного характера плоскости сбросов.

На картах структурного районирования рассматриваемые структурные элементы выделены определенной штриховкой. Анализируя размещение уже открытых месторождениях нефти и газоконденсата, очевидным становится закономерное преобладание нефтегазонасыщенных ловушек в определенных структурных элементах тектонических ступеней.

Так, к сбросо-блоковым уступам тектонических ступеней приурочено 23 зоны поднятий (12 в подсолевом и 11 в межсолевом комплексах) на 9 из них выявлена промышленная нефтеносность (6 - в подсолевых зонах: Северо-Припятская, Южно-Речицко-Южно-Вишанская и Южно-Червонослободско-Южно-Малодушинская региональные; Некрасовско-Артуковская и Летешинская субрегиональные и 3 зоны - в межсолевом комплексе: Северо-Припятская, Южно-Речицко-Южно-Вишанская региональные и Южно- Александровская субрегиональная). Конечно, не все зоны разведаны в равной мере, но на данный момент коэффициент продуктивности (доля нефтегазонасыщенных) уступовых зон равен 0,39 (для подсолевых зон - 0,5; для межсолевых - 0,27).

К гребням ступеней - приурочены 10 зон локальных поднятий (по 5 в подсолевом и в межсолевом), из них 5 зон - продуктивные: 3 подсолевые зоны (Речицко-Вишанская, Червонослободско-Малодушинская и Азерецко-Хобнинская региональные) и 2 межсоле­вые зоны (Речицко-Вишанская и Червонослободско-Малодушинская региональные). Коэффициент продуктивности гребневых зон равен 0,5 (для подсолевых зон - 0,6; для межсолевых - 0,4).

На террасах тектонических ступеней расположены 44 основные зоны локальных поднятий (27 в подсолевом и 17 в межсолевом комплексах). Доказана продуктивность 16 зон (13 зон содержат месторождения нефти в подсолевом комплексе и3 зоны - в межсолевом). Коэффициент продуктивности террасовых зон равен 0,36 (для подсолевых зон - 0,6; для межсолевых - 0,4).

В подножьях ступеней выделено 8 зон локальных поднятий (6 в подсолевом и 2 в межсолевом комплексах), продуктивность выявлена пока только на одной зоне (Геологическая). Коэффициент продуктивности подножьевых зон равен 0,125.

Всего на тектонических ступенях выделено 85 основных зон локальных поднятий, на31 из них доказана промышленная нефтеносность. Коэффициент продуктивности зон локальных поднятий в пределах тектонических ступеней составляет 0,36.

В целом в Припятском прогибе на картах структурного районирования выделено 110 основных зон локальных поднятий (63 - в подсолевых отложениях и47 - в межсолевых). Конечно, большинство из этих зон являются общими для межсолевой и подсолевой толщ, поскольку приурочены к одному и тому же структурообразующему разлому и генетически являются единой структурной формой. Продуктивными являются 29 зон (21 в подсолевых зонах и 8 - в межсолевых). Доля продуктивных зон в общем числе основных зон локальных поднятий составляет около 0,26.

Главные закономерности размещения месторождений в пределах ступеней:

1. Региональные зоны локальных поднятий приурочены только к сбросово-блоковым уступам и структурным гребням тектонических ступеней. Субрегиональные зоны сформированы, главным образом, на структурных террасах, в меньшей степени - на уступах, в единичных случаях - на структурных гребнях и подножиях.

2. Во всех частях (элементах) ступеней имеются продуктивные зоны локальных поднятий. Следовательно, на каждой ступени следует внимательно оценивать перспективы нефтегазоносности (искать залежи нефти) в пределах любой части ступени;

3. Наибольшая доля продуктивных зон поднятий (наивысший коэффициент продуктивности структурных форм) и максимальная насыщенность горных пород углеводородами (наиболее крупные залежи нефти и газа) характерны гребням ступеней, затем следуют уступы и далее - террасы. Меньше всего открытых продуктивных зон поднятий в подножьях степеней.

4. Тектонические ступени и депрессии Припятского прогиба включают своеобразные мезоструктуры - относительно малоамплитудные полиблоки. Продуктивными в пределах этих полиблоков также являются их уступы и гребни (например, Южно-Стасевская подсолевая и Южно-Александровская межсолевая субрегиональные зоны поднятий на одноименных полиблоках).

5. Абсолютное количество продуктивных зон в пределах того или иного элемента ступени тем большее, чем больше выявленных зон поднятий в его пределах. Однако, доля нефтенасыщенных зон вместе с тем в этих элементах снижается и величина месторождений уменьшается по сравнению с таким элементом тектонической ступени, где выявлено немного зон поднятий, но весьма продуктивных. Такая чистая статистика, конечно, не является поисковым критерием, но она позволяет отделять те структурные элементы, где формируются самые крупные месторождения УВ от других, где акку мулированы многочисленные, но относительно малые залежи УВ.

6. Коэффициент продуктивности зон поднятий, конечно, отражает условия аккумуляции залежей УВ в различных элементах тектонической ступени: наибольший коэффициент в гребне свидетельствует о самых благоприятных условиях концентрации УВ в этих частях ступеней. Вместе с тем, следует иметь в виду, что гребни ступеней, как правило, оказываются наиболее изученными бурением элементами ступеней.

7. Еще остаются малоизученными детальной сейсморазведкой и поисковым бурением уступы, гребни и, особенно, террасы и подножья ряда тектонических ступеней, а также целые полиблоки Приосевой депрессии (грабена) Припятского прогиба. Следует иметь в виду, что в Северном ареале (районе) подсолевые региональные зоны сбросо-блоковых уступов являются узкими и заключают небольшие тектонические блоки, в которых открыты очень малые залежи нефти. В то же время, в Центральном и. особенно, в Южном ареалах подсолевые приразломные сбросо-блоковые уступы являются довольно широкими и малоизученными. Очень важным является то обстоятельство, что подсолевые блоки в зонах уступов могут иметь боковое ограничение, обеспечивающее сохранность немалых залежей УВ. В то время, как подсолевые коллекторы гребня Буйновичско-Наровлянской ступени, после интенсивных тектонических движений в полесско-каменноугольное время, контактируют с проницаемыми породами надсолевого комплекса, что, скорее всего, обусловило разрушение древних залежей УВ.

8. Несмотря на высокую степень изученности Припятского прогиба, остаются еще не исследованными достаточно многие участки региона, где возможно формирование довольно крупных скоплений УВ в ловушках структурного (полиблоки) и не структурного (литологические и прочие в коллекторах и в полуколлекторах) типов.