Месторождение нефти Припятской нефтегазоносной области

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Введение

Припятский прогиб — обширная нефтегазоносная область, входящая в состав крупной нефтегазоносной провинции южной части Русской платформы — Днепровско-Припятской. Припятская нефтегазоносная область содержит ряд нефтегазоносных районов, в пределах которых размещаются зоны нефтегазонакопления, объединяющие отдельные месторождения и перспективные локальные структуры.

В Припятском прогибе установлены промышленные скопления нефти в северном, центральном и южном нефтегазоносных районах в пределах Речицко-Осташковичской, Червоно-Слободской, Копаткевичской и Ельской зонах нефтегазонакопления.

Стратиграфически скопления нефти приурочены к верхнедевонским отложениям, хотя есть небольшие залежи и в среднедевонских осадках.

Общее количество месторождений в Припятской нефтеносной области составляет 68. Месторождения (за исключением одного — Красносельского) по фазовому составу углеводородов относятся к нефтяным [4]. По состоянию на 01. 01 1999 г. из открытых месторождений 52 разрабатываются, 8 законсервированы и 8 разведываются. Большинство месторождений Припятского прогиба содержат по несколько продуктивных пластов-залежей (до шести), приуроченных к отложениям от Лебедянского до ланского горизонтов верхнего девона и даже полоцкого горизонта среднего девона и вильчанской свиты венда -- на единичных месторождениях (Тишковское и Речицкое).

Месторождения нефти в Припятской нефтегазоносной области связаны: с зонами приразломных поднятий, включающих поднятые и опущенные крылья крупноамплитудных разломов, разграничивающих тектонические ступени и другие крупные структурные элементы; с приразломными структурами поднятых крыльев малоамплитудных разрывов, проходящих на склонах ступеней; с зонами приразломных поднятий в пределах бортовых уступов прогиба; с участками фациального замещения пород на склонах тектонических ступеней или соляных структур. Так как Припятская нефтегазоносная область характеризуется высокой степенью разведанности, а республика Беларусь нуждается в выявлении новых направлений и объектов для поиска залежей нефти, то изучение данного направления -наиболее актуальный вопрос в настоящее время.

Целью данной курсовой работы является изучение месторождений нефти Припятской нефтегазоносной области.

Для достижения данной цели требуются следующие задачи:

> рассмотреть тектонические элементы поверхности фундамента и нижнего структурного яруса осадочного чехла, а именно северную, центральную и южную структурные зоны; охарактеризовать литолого-стратиграфическое распределение залежей и запасов нефти;

изучить нефтегазоносность Припятского прогиба;

выявить геохимические особенности пород, органического вещества, битумов, нефти и газа:

установить нефтепроизводящие комплексы;

описать геохимические особенности битумов пород;

* проследить закономерности изменения состава и свойств нефти и газа в межсолевых и подсолевых отложениях.

В основу работы были положены труды многих известных ученых, которые на протяжении долгого периода времени занимались данной проблемой: Кононов А. И. «Условия формирования и закономерности размещения нефтяных залежей Припятского прогиба», Максимов С. П. «Геология нефтяных месторождений Белоруссии», Хомич П. З. «Полезные ископаемые Беларуси», и др. Автором на основе статистических данных были построены таблицы распределения запасов нефти и типов нефтей, обобщен материал, сделаны выводы и дана оценка перспективности нефтепоисковых работ Припятской нефтегазоносной области.

Глава 1. Тектонические элементы поверхности фундамента и нижнего структурного яруса осадочного чехла

Припятский прогиб -- одна из немногих солянокупольных областей, где имеющийся фактический материал позволяет обоснованно характеризовать структурный план подсолевого ложа, отражающий современную структуру нижнего структурного яруса осадочного чехла и поверхности кристаллического фундамента (прил. рис. 1).

В соответствии с принципами тектонического районирования рассмотрим основные черты строения нижнего структурного яруса.

1.1 Северная структурная зона

Северная структурная зона ограничена на юге Червоно-Слободским и Речицким региональными субширотными разломами, а на севере -- Северным краевым разломом. В ее составе выделены четыре тектонические ступени -- Березинская, Шатилковская, Речицкая и Червоно-Слободская (прил. рис. 2). Первая из них характеризуется региональным падением к югу поверхности фундамента и отложений нижнего структурного яруса, в пределах трех остальных ступеней они падают в обратном направлении. Всю Северную зону следует рассматривать как сложный ступенчатый грабен.

Березинская ступень с севера ограничена Северным краевым разломом значительной амплитуды (до 3--4 км), с юга -- Березинским региональным разломом амплитудой до 2 км. Рассматриваемая структура представляет собой узкую (ширина от 2--3 до 10 км) прибортовую ступень, протягивающуюся на расстояние до 75--80 км. Глубина залегания кристаллического фундамента в ее пределах составляет около 4 км и более.

Строение Березинской ступени изучено крайне слабо, по отрывочным данным сейсморазведки можно предположить, что поверхность фундамента и отложения нижнего, структурного яруса падают к югу. Не исключена возможность, что в прибортовой части она осложнена разломами субширотного простирания.

Шатилковская ступень простирается параллельно Березинской, значительно превосходя последнюю по своим размерам (протяженность около 200 км и ширина 8--20 км). С севера ограничена Березинским разломом, в западной части Северным краевым разломом. На юге граничит с Первомайским региональным разломом сравнительно небольшой амплитуды (100--300 м). Последняя на крайнем востоке резко возрастает до 1000 м. Шатилковская ступень характеризуется моноклинальным воздыманием поверхности фундамента и вышележащих образований нижнего структурного яруса с севера на юг. При этом поверхность подсолевых отложений залегает в наиболее погруженных частях ступени на глубинах более 5000 м, на востоке 4500--4800 и на западе -- 4000--4200 м. В приподнятых частях Шатилковской ступени эти глубины соответственно уменьшаются до 4100--4000 м (центральная часть), 2500--2300 (восточная часть) и 3200--3000 м (на западе). По данным П. В. Анцупова Шатилковская ступень осложнена разломом небольшой амплитуды (200--300 м), по которому она может быть разделена на Первомайскую и Шатилковскую ступени [5].

Речицкая ступень наиболее изучена. Она простирается параллельно Шатилковской ступени на 180 км, имеет ширину до 20 км. С севера ограничена Первомайским, а с юга -- Речицким региональными разломами. Последний имеет амплитуду до 1500-- 2000 м. Поверхность фундамента и подсолевое ложе характеризуется моноклинальным подъемом к югу, причем поверхность подсолевых отложений залегает на глубинах от 2400--2500 м до 4500--4700 м.

В пределах Речицкой ступени локальными разрывными нарушениями субмеридионального простирания сравнительно небольшой амплитуды (100--300 м) ограничиваются локальные выступы и блоки фундамента и вышележащие отложения нижнего структурного яруса (Речицкая, Тишковская, Осташковичская, Сосновская, Давыдовская, Вишанская площади). Наиболее приподнятыми являются Речицкий и Вишанский участки, где поверхность подсолевых отложений залегает на глубине около 2500 м. На остальных площадях в аналогичных структурных условиях подсолевые отложения залегают на глубине 3100--3200 м.

Речицкая, Тишковская, Осташковичская, Давыдовская и Вишанская структуры содержат залежи нефти в подсолевых и межсолевых отложениях.

Червоно-Слободская ступень расположена в западной части Припятского прогиба, с юга и востока ограничена одноименным региональным разломом с максимальной амплитудой около 2000 м, с севера -- Речицким региональным разломом. На западе ступень простирается вплоть до Полесской седловины. Характер строения поверхности фундамента и подсолевых отложений в пределах рассматриваемой ступени принципиально не отличается от строения Речицкой и Шатилковской ступеней. Поверхность подсолевых отложений в восточной части на глубинах от 2400--2500 м до 4000--4100 м, а на западе на значительно меньших глубинах 800--1000 м. Локальными разрывными нарушениями, торцово сочленяющимися с Червоно-Слободским разломом, здесь обособляются блоки и локальные выступы: Северо-Домановичский, Октябрьский и Червоно-Слободской. Западнее последнего также имеются структуры аналогичного типа. При этом наблюдается их региональное воздымание к западу вдоль оперяющих разломов.

1.2 Центральная структурная зона

Строение центральной структурной зоны изучено преимущественно сейсморазведкой, проведенной главным образом в ее западной и восточной частях и является довольно схематичным. В пределах рассматриваемой структурной зоны выделены следующие тектонические ступени: Копаткевичская, Центральная, Калинковичская, Петриковско-Шестовичская и Мозырская (рис. 1. 1; прил. рис. 2). Копаткевичская ступень простирается от Полесской седловины на западе до Лоевской седловины на востоке. Западная часть ступени имеет широтное, а восточная--северо-западное простирание. С севера ограничена Червоно-Слободским и Речицким, а с юга Малодушинским региональным разломами. Последний в западной части имеет амплитуду 300--100 м, в центральной части -- около 1000 м.

Рис. 1.1. Схема тектонического районирования Припятского прогиба

1 -- глубинные разломы, ограничивающие Припятский прогиб с севера и юга; 2 -- субширотные региональные разломы, образующие ступени по нижнему структурному ярусу; 3 -- контуры Микашевичского выступа; 4 -- субмеридиональные зоны разрывных дислокаций; 5--межзональные разломы; 6 -- условная западная граница Припятского прогиба; 7 -- линии региональных сейсмических профилей; 8 -- направление погружения фундамента и подсолевых отложений; 9--знак плюс -- приподнятый блок, знак минус -- опущенный блок. Ступени: I -- Березинская, II -- Шатилковская, III -- Речицкая, IV-- Червоно-Слободская, V -- Копаткевичская, VI -- Центральная, VII -- Калинковичская, VIII -- Петриковско-Шестовичская, IX -- Мозырская, X -- Буйновичско-Наровлянская, XI -- Ельская, XII -- Выступовичская; тектонические элементы; XIII -- Микашевичский выступ, XIV -- Туровская депрессия, XV -- Брагинский отрог, XVI -- Лоевская седловина.

В западной части (западнее Домановичско-Заозерной зоны разломов субмеридионального простирания) поверхность фундамента и подсолевых отложений моноклинально падает к северу, вплоть до Червоно-Слободского разлома. Поверхность подсолевых отложений залегает здесь на глубинах от 2500--2700 м до 4500--4700 м и более. В крайней западной малоизученной части подсолевые отложения залегают на глубине менее 2000 м.

Восточная часть Копаткевичской ступени (Малодушинская структура) отделяется от западной разрывным нарушением субмеридионального простирания с амплитудой около 500 м. В приподнятой части ступени поверхность подсолевых отложений залегает на глубине 3800--3900 м, погружаясь к северу до 5000 м.

Вблизи Речицкого регионального разлома по данным сейсморазведки наблюдается подъем поверхности фундамента и подсолевых отложений к северу. Восточная часть Копаткевичской ступени имеет грабенообразное строение. На Малодушинской структуре открыты промышленные скопления нефти на Золотухинской и Надвинской площадях.

Центральная ступень простирается параллельно Копаткевичской от Микашевичского выступа на западе до Лоевской седловины на востоке. Протяженность 120--140 км, ширина от 8 до 20 км. С севера Центральная ступень ограничена Малодушинским региональным разломом, с юга-- Центральным. Последний разделяет тектонические ступени с преимущественно северным и южным падением поверхности фундамента и отложений нижнего структурного яруса, что наиболее четко фиксируется в западной части Припятского прогиба. Амплитуда разлома составляет 300-- 400 м.

В пределах рассматриваемой ступени поверхность фундамента и отложений нижнего структурного яруса падает к северу. При этом поверхность подсолевых отложений залегает в западной части на глубинах 2700--2900 м до 3700--4000 м. В восточной части, более погруженной, эти отложения обнаружены на глубинах от 2700--3900 м до 4900--5000 м и более.

Калинковичская ступень имеет длину 100-- 120 км, ширину 10-- 15 км и параллельна описанной выше ступени. С севера ограничена Центральным, с юга--Шестовичским региональным разломами. Шестовичский разлом имеет амплитуду в западной части около 1000 м, на востоке амплитуда остается неопределенной. Падение поверхности фундамента и отложений нижнего структурного яруса описываемой ступени в основном южное, а глубина залегания подсолевых отложений в западной части от 2700--3300 до 4200--4300 м и более. Восточная часть Калинковичской ступени, ограничена с запада Домановичско-Заозерным разломом. Восточная часть ступени более погружена, чем западная (подсолевые отложения залегают на глубинах от 3600--3700 до 4300--4500 м).

Петриковско-Ше стовичская ступень расположена параллельно Калинковичской ступени, ограничена с севера Шестовичским, с юга Сколодинским региональными разломами. Последний имеет амплитуду около 1000 м, восточнее Домановичско-Заозерного разлома Сколодинский разлом достоверно не установлен.

В западной части ступени наблюдается моноклинальное падение поверхности фундамента и отложений нижнего структурного яруса к югу. Глубина залегания подсолевых отложений в крайней западной части от 1700--1800 до 3700−3900 м (Петриковский и Шестовичский блоки). К востоку от Шестовичского блока в пределах рассматриваемой ступени расположен Скрыгаловский и Прудокский блоки с глубиной залегания поверхности подсолевых отложений от 3000--3200 до 4000--4500 м.

Морфологические особенности поверхности фундамента и нижнего структурного яруса восточнее Домановичско-Заозерного разлома изучены крайне слабо. Восточная периферия рассматриваемой ступени замыкается своеобразной структурой блокового типа.

Мозырская ступень простирается в субширотном направлении южнее Петриковско-Шестовичской ступени и торцово сочленяется по разлому с Буйновичско-Наровлянской ступенью на востоке. На западе продолжается в пределе Туровской депрессии. Северная граница -- Сколодинский разлом, южная--Наровлянский разлом с амплитудой более 1000--1200 м.

В пределах Мозырской ступени маркирующие горизонты имеют в основном южное падение. В ее составе по данным сейсморазведки выделены отдельные блоки, ограниченные с востока и запада локальными разрывными нарушениями субмеридионального простирания. Поверхность подсолевых отложений в западной части структуры залегает на глубинах 2600--2700 м в приподнятых частях блоков и около 4000 м — в погруженных. В восточной части Мозырской ступени наблюдается воздымание маркирующих горизонтов к востоку, по направлению к Брагинскому отрогу фундамента.

1.3 Южная структурная зона

В пределах рассматриваемой структурной зоны выделены Буйновичско-Наровлянская, Ельская и Выступовичская ступени (рис. 1. 1; прил. рис. 2).

Буйновичско-На р о в л я н с к, а я ступень (горст) простирается южнее Мозырской ступени от Туровской депрессии на западе до Брагинского отрога на востоке.

С севера ограничена Наровлянским, с юга -- Ельским региональным разломами. Амплитуда Ельского разлома невелика и составляет около 200--300 м и редко более. Поверхность фундамента и отложения нижнего структурного яруса моноклинально погружаются к югу. В плане ступень представляет собой два клина, ширина которых уменьшается к Домановичско-Заозерному разлому. В пределах рассматриваемой ступени выделяются отдельные блок-моноклинали, где поверхность подсолевых отложений залегает па глубинах от 1300--3000 м в приподнятых их частях до 4000 м и более в погруженных.

Ельская ступень (грабен) простирается параллельно Буйновичско-Наровлянской ступени от Туровской депрессии до Брагинского отрога. С севера ограничена Ельским, а с юга Выступовичским региональными разломами. Выступовичский разлом входит в зону Южного краевогоразлома. Глубина залегания поверхности подсолевых отложений в приподнятых частях ступени составляет 3300--3500 м, в погруженных около 5000 м. В восточной части ступени маркирующие горизонты испытывают подъем к Брагинскому отрогу (до 2000 м и менее по поверхности подсолевых отложений).

Выступовичская ступень представляет собой узкую прибортовую структуру, примыкающую к южному глубинному разлому. Падение маркирующих горизонтов — северное.

Туровская депрессия -- юго-западная окраина Припятского прогиба ограничена с запада Полесской седловиной, с севера Микашевичским выступом и с юга Южным краевым разломом. Изучена в основном региональными геофизическими работами. По последним данным, в ее пределах находят продолжение структуры центральной и южной структурных зон (прил. рис. 1, прил. рис. 3).

В региональном плане поверхность фундамента и отложений нижнего структурного яруса погружается к востоку от Полесской седловины.

С севера отделяется от Микашевичского выступа разломом амплитудой более 2000 м.

Глава 2. Литолого-стратиграфическое распределение залежей и запасов нефти

Припятский прогиб выполнен мощной толщей осадочных образований, представленных породами девона, перми и карбона, а также мезозоя и кайнозоя, суммарной мощностью свыше 5,5 км в наиболее прогнутых, депрессионных зонах.

Все выявленные к настоящему времени скопления нефти и прямые признаки нефтеносности в рассматриваемом регионе связаны с девонскими отложениями, которые залегают в западной части с угловым и крупным стратиграфическим несогласием на преимущественно терригенных породах верхнего протерозоя, а в восточной -- на дислоцированных образованиях фундамента; перекрываются они породами пермо-карбона, граница с которыми нечеткая.

Девонские отложения в пределах Припятского прогиба занимают более 70% разреза осадочного чехла.

Девонские образования в пределах рассматриваемой территории представлены их средним и верхним отделами. К среднему девону отнесены карбонатно-терригенные отложения пярнуско-наровской серии и старооскольского горизонта. Мощность их изменяется от 70 до 275 м. На отдельных участках устанавливаются следы размыва верхней части этих образований. Эти отложения всюду перекрываются также карбонатно-терригенными породами пашийско-кыновской серии франского яруса верхнего девона мощностью 30--85 м, которые вместе с живетскими отложениями включаются в подсолевой карбонатно-терригенный комплекс.

Вышезалегающие карбонатные и глинисто-карбонатные образования саргаевского, семилукско-бурегского, воронежского и евлановского горизонтов франского яруса верхнего девона составляют подсолевой карбонатный комплекс. Мощность пород этого комплекса в региональном плане уменьшается от 350 м на востоке до 70--100 м на западе прогиба, т. е. изменяется в обратном направлении по сравнению с характером изменения мощности отложений карбонатно-терригенного комплекса среднего -- верхнего девона.

Карбонатно-глинистые породы, вверху с прослоями и пластами каменной соли, евлановского горизонта, занимающие верхнюю часть разреза подсолевого карбонатного комплекса, постепенно сменяются соленосными образованиями ливенского горизонта -- нижнесоленосного комплекса, венчающего разрез пород франского яруса. Мощность отложений этого комплекса изменяется в широких пределах -- от 30 до 1500 м. Указанные резкие изменения ее обусловлены осадконакоплением и постседиментационными соляно-тектоническими процессами в пластичных соленосных образованиях.

На породах ливенского горизонта залегают преимущественно карбонатные на севере, глинисто-карбонатные в центральной части и карбонатно-терригенные на юге прогиба отложения задонского и елецкого горизонтов, с которых начинается разрез фаменского яруса верхнего девона. Эти отложения составляют межсолевой комплекс. Мощность пород этого комплекса, как и нижесоленосного, колеблется в широких пределах -- от 115 до 600 м и более. На ряде участков прогиба межсолевые отложения частично или полностью отсутствуют, и вышезалегающие мощные соленосные образования елецко-лебедянского (лебедянского) горизонта контактируют непосредственно с ливенскими отложениями.

Разрез девона заканчивается преимущественно глинистыми отложениями данково-лебедянского (данковского) горизонта, выделяемого в надсолевой комплекс. Мощность пород верхнесоленосного и надсолевого комплексов характеризуется большими и резкими изменениями, особенно на некоторых локальных участках, в пределах соляных куполов и сопряженных с ними межкупольных мульд. Суммарная мощность их достигает 3000 м и более. Широкое развитие соляно-тектонических процессов в верхнесоленосном комплексе в предданковское и более позднее время привело к неравномерному, иногда очень глубокому (на сводах высоко приподнятых куполов), размыву пород елецко-лебедянского (лебедянского), данково-лебедянского (данковского) горизонтов девона, а в ряде случаев и вышележащих отложений верхнего палеозоя и мезозоя.

В породах каменноугольного и пермского возраста верхнего палеозоя, а также в мезозойских и кайнозойских отложениях скоплений нефти и ощутимых признаков нефтегазоносности не установлено.

Рассмотрим теперь вопрос литолого-стратиграфической приуроченности месторождений и залежей нефти в Припятском прогибе.

Скопления нефти в карбонатно-терригенных подсолевых отложениях среднего и верхнего девона связаны с прослоями песчаников наровского и кыновского горизонтов. Нефтяная залежь в породах наровского горизонта установлена на Речицкой площади. Скопления нефти в песчаниках кыновского горизонта выявлены на Речицкой, Осташковичской и Восточно-Первомайской нефтеносных площадях.

С точки зрения установленной промышленной нефтеносности подсолевые карбонатные отложения франского яруса слагают один из основных продуктивных комплексов. Нефтяные залежи промышленного значения в этих отложениях выявлены в пределах Речицкого, Осташковичского, Давыдовского, Сосновского, Вишанского (Речицко-Вишанская зона), Восточно-Первомайского (Шатилковская зона) и Барсуковского (Червонослободско-Малодушинская зона) месторождений. Небольшие притоки нефти из пород подсолевого карбонатного комплекса, а именно, семилукско-бурегского горизонта, получены также в единичных скважинах Надвинской, Тишковской и Мармовичской площадей. В других частях Припятского прогиба при вскрытии этих отложений скважинами установлены прямые признаки нефтеносности и нефтепроявления в виде пленок нефти в глинистом растворе.

Межсолевой карбонатный, глинисто-карбонатный или терригенно-карбонатный комплекс является другим основным продуктивным комплексом Припятского прогиба, даже более важным, чем подсолевой карбонатный (по объему промышленных запасов нефти). Промышленные скопления нефти в межсолевых образованиях установлены на Речицкой, Осташковичской, Давыдовской и Мармовичской площадях

Рис. 2.1. Структурно-тектоническая схема размещения зон нефтегазонакопления и нефтегазообразования в подсолевых и межсолевых отложениях девона Припятского прогиба [5]: а — северные и южные краевые разломы; б — валообразные поднятия (зоны нефтегазонакопления); в — депрессии (зоны нефтегазообразования); г — некоторые разрывные нарушения в пределах валообразных поднятий; д — локальные структуры брахиантиклинального типа; е — нефтяные месторождения: 2 — Восточно-Первомайское, 7 — Речицкое, 7а — Тишковское, 8 — Осташковичское, 9 — Сосновское, 10 — Давыдовское, 11 — Мармовичское, 12 — Вишанское, 27 — Золотухинское, 30 — Барсуковское; ж — отдельные глубокие скважины; з — региональные сейсмические профили.

Речицко-Вишанской зоны, а также на Золотухинской площади Червонослободско-Малодушинской зоны. Залежи нефти в глинисто-карбонатных породах елецкого горизонта, венчающего разрез отложений межсолевого комплекса, выявлены в пределах Давыдовского, Речицкого и Золотухинского нефтяных месторождений. Небольшие притоки из межсолевых отложений получены на Тишковской (Речицко-Вишанская зона), Северо-Домановичской (Червонослободско-Малодушинская) и Восточно-Первомайской (Шатилковская) площадях. В других зонах Припятского прогиба в процессе бурения глубоких скважин отмечались прямые признаки нефтеносности при вскрытии пород этих горизонтов.

В верхнесоленосном комплексе отложений фаменского яруса выявлены непромышленные скопления нефти на Шатилковской (Шатилковская зона) и Ельской (Ельская зона) площадях. Притоки нефти из пород нижней части разреза верхнесоленосного комплекса на этих площадях получены в единичных скважинах. Однако почти повсеместно в Припятском прогибе при вскрытии этих отложений отмечались отчетливые нефтепроявления.

Распределение промышленных запасов по стратиграфическим комплексам указано в табл. 2., из которой видно, что наибольшими запасами характеризуются породы межсолевого продуктивного комплекса, наименьшими -- подсолевого карбонатно-терригенного комплекса.

Таблица 2.1 Распределение промышленных запасов нефти по литолого-стратиграфическим комплексам и отдельным продуктивным горизонтам Припятского прогиба [8]

Литолого-стратиграфический комплекс

Запасы нефти, %

Межсолевой

62,5

Подсолевой карбонатный

36,0

Подсолевой карбонатно-терригенный

1,5

В том числе по горизонтам:

Елецкому

4,7

Задонскому

59,3

Воронежскому

7,9

Семилукско-бурегскому

23,4

Саргаевскому

4,7

Наиболее крупной по объему разведанных промышленных запасов является Речицко-Вишанская зона, в которой сконцентрированы основные запасы нефти. На долю двух других промышленно-нефтеносных зон -- Червонослободско-Малодушинской и Шатилковской -- приходится меньшая часть запасов. Самыми большими по запасам являются Осташковичское, Речицкое и Вишанское нефтяные месторождения (Речицко-Вишанская зона), содержащие в своем активе более половины всех запасов промышленных категорий. Самой значительной является межсолевая залежь Осташковичского месторождения. Промышленные запасы нефти в пределах Червонослободско-Малодушинской и Шатилковской нефтяных зон заключены в отложениях межсолевого и подсолевого комплексов.

Распределение прогнозных запасов нефти по литолого-стратиграфическим комплексам приведены в табл. 2.2.

По данным табл. 2.2 можно сделать вывод о том, что по объему прогнозных запасов наиболее перспективными для открытия промышленных залежей нефти являются подсолевой карбонатный и межсолевой комплексы девона, содержащие, согласно произведенным расчетам, более 70% всего объема запасов этой категории. Остальные 30% прогнозных запасов приходятся на подсолевой карбонатно-терригенный и верхнесоленосный комплексы.

Таблица 2.2 Распределение прогнозных запасов нефти по литолого-стратиграфическим комплексам [8]

Литолого-стратиграфический комплекс

Запасы нефти, %

Верхнесоленосный

11,8

Межсолевой

31,4

Подсолевой карбонатный

39,2

Подсолевой карбонатно-терригенный

17,6

Таким образом, на основании данных о литолого-стратиграфическом распределении нефтяных залежей и объемов промышленных и прогнозных запасов нефти можно сделать следующие выводы:

Основными нефтесодержащими комплексами в пределах Припятского прогиба являются подсолевой карбонатный и межсолевой комплексы верхнего девона, на поисках залежей нефти в которых и следует сосредоточить поисково-разведочные работы.

Подчиненное значение по объему запасов всех категорий имеют подсолевой терригенно-карбонатный и верхнесоленосные комплексы.

Надежной кровлей для сохранения нефтяных залежей от разрушения как на современном этапе, так и на протяжении всей истории их развития, являлись две мощные толщи глинисто-сульфатно-галогенных пород ливенского и елецко-лебедянского горизонтов. Первая из них -нижнесоленосная — вместе с нижележащими сильно глинистыми отложениями евлановского горизонта обеспечивала сохранность подсолевых залежей. Еще более мощные и соленасыщенные образования елецко-лебедянского горизонта (верхнесоленосный комплекс) вместе с толщей преимущественно глинистых пород данковского горизонта верхнего девона, каменноугольного и пермского возраста, являются надежной кровлей.

Глава 3. Нефтегазоносность припятского прогиба

Основной нефтегазоносной территорией Беларуси является Припятский прогиб — составная часть единого Припятско-Днепровско-Донецкого авлакогена.

В настоящее время выявлены 197 залежей нефти, из них 13 залежей -- в верхнесоленосных, 67 -- в межсолевых, 105 -- в подсолевых карбонатных, 11 -- в подсолевых терригенных и 2 -- в верхнепротерозойских (вендских) отложениях [4]. Кроме того, выявлены залежи газа и газоконденсата на Красносельском месторождении, которое содержит нефти -- 391 тыс. т, конденсата -- 451 тыс. т, растворенного газа -- 157 млн. м и свободного газа-- 1 007 млн. м [9].

Поиски и разведка залежей углеводородов в Припятском нефтегазоносном бассейне осуществлялась с 1952 г., разработка -- с 1965 г. Согласно последней количественной оценке перспектив нефтеносности, в Припятском прогибе насчитывается 192 млн. т неразведанных ресурсов и предварительно оцененных запасов нефти. Во всех 68 открытых месторождениях суммарный объем извлекаемых запасов нефти промышленных категорий (А+В+С) составляет 172 усл. ед., 110 усл. ед. уже добыто [4].

Разведанные извлекаемые запасы нефти и растворенного газа промышленных категорий составили 173,3 и 31,4 усл. ед. соответственно, из них уже добыто 111,6 усл. ед. нефти и 12,3 усл. ед. газа.

Нефти открытых месторождений и залежей по плотности относятся к пяти типам (табл. 3. 1).

Таблица 3.1 Типы нефтей Припятского прогиба [4]

Тип нефти

Плотность нефти, кг/м

Количество залежей/из них разрабатывается

Запасы нефти, усл. ед.

Добыто, %

Особо легкая

до 830

69/47

29,2

65

Легкая

830,1−850

50/25

59,74

60,1

Средняя

850,1−870

35/23

43,17

60,5

Тяжелая

870,1−895

15/7

36,73

81,4

Битуминозная

более 895

18/4

4,46

7,6

187/106

173,3

64,4

Все выявленные месторождения нефти локализованы в Припятском прогибе, который рассматривается как нефтегазоносная область. В Припятской нефтегазоносной области выделены три нефтегазоносных района: северный, центральный и южный. В их пределах находятся доказанные и возможные зоны нефтегазонакопления: в северном районе -- Северная прибортовая, Чернинско-Первомайская, Борщевско-Александровская, Речицко-Вишанская, Червонослободская и Любанская; в центральном -- Малодушинская, Северо-Шестовичская, Заречинско-Сазичская и Сколодинская; в южном -- Буйновичская, Лельчицкая, Наровлянско-Брагинская, Николаевско-Ельская, Валавская и Южная прибортовая.

Промышленная нефтеносность девонских образований установлена в пределах северного и центрального районов Припятской нефтегазоносной области и связана с Северной прибортовой, Чернинско-Первомайской, Борщевско-Александровской, Речицко-Вишанской и Малодушинской зонами нефтегазонакопления. На остальной территории Припятского прогиба (южный и большая часть площади центрального района) выявлены лишь непромышленные залежи тяжелой нефти.

Рис. 3.1. Схема нефтегазоносности Припятского прогиба [2]: 1 — линии ГСЗ; 2 -суперрегиональные разломы; 3 — региональные разломы мантийного заложения; 4 — Лоевский глубинный разлом; 5 — доплатформенные разломы; 6 — Северная зона ступеней (нефтеперспективные земли); 7 — Внутренний грабен (малоперспективные земли); 8 — Западный сегмент; 9 — Центральный сегмент; 10 — Восточный сегмент; 11 -промышленные месторождения нефти; 12 — притоки тяжелой нефти; 13 — структуры с отрицательными результатами. Месторождения нефти: 1 — Судовицкое; 2 — Березинское; 3 -Первомайское; 4 — Восточно-Первомайское; 5 — Озерщинское; 6 — Александровское; 7 -Оземлинское; 8 — Южно-Оземлинское; 9 — Вишанское; 10 — Осташковичское; 11 -Речицкое; 12 -Красносельское; 13 — Северо-Домановичское; 14 — Золотухинское; 15 -Малодушинское; 16 — Надвинское.

Особенностью размещения нефтяных месторождений является их приуроченность к системам приразломных блоков и надразломных поднятий, контролируемых региональными разломами субширотного простирания. Так, Речицко-Вишанская зона нефтегазонакопления протягивается вдоль одноименного разлома. В ее пределах установлено 18 месторождений, в том числе наиболее крупные, -- Речицкое, Осташковичское, Южно-Сосновское, Вишанское. Другие, более мелкие месторождения также расположены в пределах влияния высокоамплитудных разломо: Северо-Припятского, Малодушинского, и разломов с меньшей амплитудой: Первомайского, Дубровско-Александровского и др. В целом отмечается достаточно четкая приуроченность большинства выявленных в Припятском прогибе месторождений нефти к восточной и центральной частям Северной зоны тектонических ступеней, которые характеризуются повышенной плотностью теплового потока и широким распространением повышенных и аномально высоких пластовых давлений в подсолевой и межсолевой толщах.

Породами-коллекторами являются известняки (часто органогенные), доломитизированные известняки, доломиты, песчаники и алевролиты. Для карбонатных пород характерны сложные типы коллекторов с наличием пор, каверн, карстовых полостей, трещин. В песчано-алевролитовых породах структура порового пространства более простая и представлена системой пор и каналов. Выделено девять типов коллекторов: 1) поровый; 2) кавернозно-поровый; 3) трещинно-поровый; 4) кавернозный, или карстовый; 5) порово-кавернозный; 6) трещинно-кавернозный; 7) трещинно-кавернозно-поровый; 8) трещинно-порово-кавернозный; 9) трещинный.

Залежи нефти Припятского прогиба по типу строения и генезиса ловушек разделяются на три типа: блоковый, сводовый и литологический. К блоковому типу относятся залежи подсолевого терригенного и карбонатного комплексов, генетически связанные с моноклиналями, ограниченными разрывными нарушениями. Залежи нефти сводового типа развиты в отложениях межсолевого комплекса и контролируются сводовыми или полусводовыми формами поверхности отложений, особенно рельефно проявляющихся по поверхности резервуара. Залежи нефти литологического типа выявлены в основном в отложениях галитовой подтолщи верхней соленосной толщи и связаны с локальным развитием и литологическим выклиниванием пород-коллекторов. В галитовой подтолще преимущественное развитие имеют не литологические, а структурно-литологические ловушки.

Нефти большинства месторождений, выявленных в пределах северного нефтегазоносного района (северо-восточная часть Припятского прогиба, преимущественно парафинистые, смолистые, мало- и среднесерийные, сравнительно легкие (удельный вес их 0,825−0,890 г/см3). Для южного и преобладающей части центрального нефтегазоносного района характерны непарафинистые, высокосмолистые и высокосернистые тяжелые нефти.

Объемы собственной добычи (за последние 5 лет -- около 1,8 усл. ед. в год) обеспечивают на ближайшую перспективу лишь около 17−18% потребностей республики в нефти. Поиски и разведка новых месторождений и далее будет продолжаться в Припятской нефтегазоносной области, включающей в себя, кроме Припятского прогиба, Лоевско-Ручаевскую седловину и Городокско-Хатецкую ступень. Согласно прогнозной оценке, выполненной Белорусским научно-исследовательским геологоразведочным институтом и Управлением геологоразведочных работ на нефть и газ РУП «ПО «Белоруснефть», по состоянию на 01. 01. 2004 г. начальные извлекаемые ресурсы нефти Припятской нефтегазоносной области оцениваются в 332,373 усл. ед., растворенного газа -- в 41,549 усл. ед. Область характеризуется высокой степенью разведанности (более 52%). Оставшиеся неразведанными предварительно оцененные запасы и ресурсы нефти составляют 159,1 усл. ед. [4]. Эти запасы и ресурсы сосредоточены в небольших (от 0,1 до 1,0 млн. т), зачастую глубокозалегающих залежах сложного геологического строения, что требует большого объема геологоразведочных работ для их открытия и разведки.

Оценка начальных извлекаемых ресурсов Припятской нефтегазоносной области должна быть более высокой за счет включения в область потенциально нефтеперспективных территорий западных частей Старобинской и Туровской депрессий, а также, возможно, нового нефтеперспективного комплекса -- пород кристаллического фундамента.

На нефтеперспективность западных территорий Старобинской и Туровской депрессий указывает наличие прямых признаков нефтеносности в скважинах, пробуренных за пределами западной границы подсчета прогнозных ресурсов Припятской нефтегазоносной области (Старобинская 1, Играевская 1, Краснослободская 715 и др.).

Возможная нефтеперспективность пород кристаллического фундамента базируется на том факте, что в Украине в пределах Северного борта Днепровско-Донецкой впадины, смежной с Припятским прогибом, установлена их промышленная нефтеносность и открыто 16 залежей нефти. В Припятском прогибе в настоящее время зафиксированы только единичные нефтепроявления. Примером является скв. Котельниковская 1, где в керне из коры выветривания в трех интервалах глубин отмечены по трещинам выпоты нефти. В скв. Южно-Тишковская 53 в шлифах из керна пород фундамента также отмечены пленки окисленной нефти по стенкам трещин. При испытании этих скважин в открытом стволе притоков из пород фундамента не получено. Однако есть и случаи получения притоков пластовых вод. Так, в скв. Городокская 4 в интервале глубин 2440−2497 м получен приток пластовой воды дебитом 87,2 м /сут. В скв. Ручаевская 1 дебит воды, полученный из верхней части фундамента, составил 4,8 м /сут., что позволяет рассчитывать на обнаружение ловушек углеводородов в этих образованиях [4].

Глава 4. Геохимические особенности пород, органического вещества, битумов, нефтей и газов

нефть стратиграфический припятский прогиб

В изучении процессов формирования нефтегазовых залежей любого региона, важное значение имеют геохимические исследования рассеянного органического вещества в породах, битумов, нефтей и газов, как по разрезу отложений, так и по площади их распространения. Эти исследования позволяют выделить в изучаемом районе нефтепроизводящие толщи, помогают определить формы и направление миграции углеводородов, условия аккумуляции последних в ловушках, время формирования залежей нефти и газа. Изучением этих вопросов занимаются многие исследователи -- геологи, геохимики и химики, физики и др. И хотя по проблеме происхождения нефти в целом сделано уже много, все-таки ряд ее аспектов остается до сих пор неясным.

Одним из наиболее сложных для решения всей проблемы происхождения нефти является вопрос о месте и времени образования углеводородов, от правильного решения которого зависит установление характера миграции, приводящей к формированию нефтегазовых залежей.

4.1 Нефтепроизводящие комплексы пород

В настоящее время многие сторонники органической теории происхождения нефти признают положение о том, что любые осадочные породы субаквального происхождения, содержащие органическое вещество, а в его составе обязательно и нефтяные углеводороды, обладают нефтематеринскими свойствами.

С. Г. Неручев считал, что «надежной основой для диагностики нефтепроизводивших отложений могут явиться только те изменения материнского органического вещества, которые должны проявляться вследствие эмиграции микронефти из материнских пород» [6]. По его мнению, нефтепроизводившие свиты должны характеризоваться повсеместным наличием вещественных следов миграции нефти в виде вторичных битумопроявлений, широким развитием по всей толще аллохтонных битумоидов на путях их миграции, особенно на границах материнских отложений и пород-коллекторов, а также внутри последних.

Н. Б. Вассоевич сделал вывод о том, что «во всех осадочных горных породах субаквального происхождения, содержащих органическое вещество любой природы, всегда образуются битуминозные вещества, обязательно содержащие микронефть (нефтяные углеводороды и некоторые другие органические соединения) и могущие при определенном сочетании геологических условий путем аккумуляции образовать нефть"[6].

Карбонатные породы -- доломиты и известняки -- также как и песчано-глинистые образования, согласно представлениям некоторых исследователей, в отдельных нефтеносных регионах являются единственно возможными нефтепроизводящими отложениями.

В Припятском прогибе все выявленные к настоящему времени промышленные нефтяные залежи, а также небольшие скопления нефти и нефтепроявления приурочены к отложениям девонской системы, причем подавляющее большинство из них связано с карбонатными породами сарга-евского, семилукско-бурегского и воронежского (подсолевой карбонатный комплекс), а также задонско-елецкого (межсолевой карбонатный комплекс) горизонтов верхнего девона. Небольшие по размерам скопления нефти установлены на некоторых площадях в отложениях карбонатно-терригенного комплекса -- в песчаниках наровского горизонта среднего девона (Речицкая площадь) и в пашийско- кыновских карбонатно-терригенных образованиях верхнего девона (Речицкая, Осташковичская и Восточно-Первомайская площади), а также в сульфатно-карбонатных породах елецко-лебедянского горизонта (верхнесоленосный комплекс) верхнего девона. Таким образом, промышленно-нефтеносные карбонатные породы верхнего девона в изучаемом регионе заключены между карбонатно-терригенными отложениями верхне-среднедевонского возраста и верхнесоленосными образованиями верхнего девона с небольшими и единичными скоплениями нефти. Продуктивные горизонты подсолевого и межсолевого карбонатных комплексов изолированы друг от друга нижнесоленосной толщей пород. В каменноугольных и вышележащих пермских и мезозойско-кайнозойских отложениях не только не выявлены нефтяные залежи, но и не установлены даже вторичные битумопроявления.

По данным обработки большого фактического материала лабораторных геохимических исследований, выполненных в секторе геохимии нефти БелНИГРИ, пришли к выводу о том, что по условиям осадконакопления к нефтепроизводившим в Припятском прогибе следует отнести, прежде всего, породы межсолевого (задонско-елецкий горизонт) и подсолевого (евлановский, воронежский, семилукско-бурегский и саргаевский горизонты) комплексов верхнего девона, т. е. те образования, в которых выявлены промышленные скопления нефти. Соответствующие осадки отлагались в морском бассейне с повышенной соленостью воды при значительном поступлении в осадок органического вещества, при отсутствии или незначительном доступе кислорода и большем участии планктонной растительности в сравнении с наземной. Характер изменения величин геохимических показателей (восстановительной емкости, содержанию органического углерода, битумных веществ, серы) характеризуется тем, что в подсолевых (саргаевский-евлановский горизонты) и межсолевых (задонско-елецкий горизонт) отложениях создавались наиболее благоприятные условия для нефтеобразования.

Также высоким содержанием органического вещества характеризуются глинисто-мергелистые породы каменноугольного возраста -- 1,75% что объясняется большой ролью в его составе растительных компоненте углерода наземного происхождения. Известняки и доломиты насыщен органическим веществом в меньшей степени, но распределение его по разрезу остается таким же, как и для мергелистых парод, хотя различия между величинами по горизонтам менее заметны.

Содержание хлороформенного битума увеличивается сверху вниз п< разрезу: в мергелистых глинах и мергелях -- от 0,036% в каменноугольные отложениях до 0,090--0,095% в породах подсолевого карбонатного межсолевого комплексов; в известняках -- соответственно от 0,025 до 0,036-- 0,042%. Из указанной закономерности есть исключение: глинистые породы пашийско-кыновского и старооскольского литолого-стратиграфических единиц верхнего -- среднего девона характеризуются уменьшенными средними величинами насыщенности хлороформенным битумом. Это обусловлено эмиграцией его в песчано-алевритовые пласты, достаточно широко распространенные в нижних частях соответствующих горизонтов.

Очень важным показателем битуминозное™ пород рассматриваемых комплексов карбона и девона является содержание хлороформенных битумов в органическом веществе, т. е. битумный коэффициент -- (БХЛ/Сорг) %* Его значение резко увеличивается сверху вниз как для мергелистых и для изве-стняково-доломитовых разностей пород. При этом максимальными значениями битумного коэффициента (до 15,5--16,3%) характеризуются подсолевые отложения карбонатного и карбонатно-терригенного комплексов пород.

Важной характерной особенностью органического вещества является степень его восстановленности, определяемая по соотношению содержания спиртобензольного и хлороформенного экстрактов (т. е. K/N). И восстановленность органического вещества по разрезу девонских отложений постепенно возрастает сверху вниз. Наиболее восстановленным является органическое вещество в глинисто-мергелистых породах подсолевых комплексов девона, где коэффициент K/N уменьшается до 0,26--0,20.

Большое значение при изучении условий формирования нефтяных залежей придается выяснению характера изменения состава битумов по площади их распространения и разрезу. При этом особое внимание уделяется анализам по определению компонентного состава битумных веществ, извлекаемых хлороформом, поскольку именно в них содержится подавляющая часть углеводородов нефтяного ряда.

Устанавливается заметное различие между хлороформенными битумоидами подсолевых и межсолевых отложений, как по количественному их содержанию, так и по составу, в межсолевых отложениях среднее содержание битумоида в карбонатно-глинистых породах примерно в 1,5 раза выше, чем в тех же разностях подсолевых отложений. В то же время кислых компонентов (например, асфальтенов) в хлороформенном экстракте из образцов пород евлановско-саргаевского горизонтов в среднем более чем в 3 раза меньше, чем из задонско-елецких образований.

Таким образом, приведенные данные косвенным образом свидетельствуют о миграции более легких, восстановленных компонентов хлороформенных битумоидов в отложениях одних и тех же комплексов из погруженных частей к сводовым и присводовым участкам положительных структур второго порядка (валов). Вместе с тем, устанавливаются некоторые различия в компонентном составе битумоидов, экстрагированных хлороформом из образцов пород межсолевых и подсолевых карбонатно-глинистых отложений. Битумные вещества подсолевых отложений, как в приподнятых, так и в опущенных частях прогиба характеризуются меньшим, по сравнению с битумоидами пород межсолевого комплекса, содержанием асфальтенов.

Рис. 4.2.1. Групповой состав высокомолекулярной части нефтей (а) и битумных веществ (б) в девонских породах Припятского прогиба [6] 1 — битумное вещество из известняков франского яруса; 2 — нефть из Речицкой скв. 6; 3 — нефть из Осташковичской скв. 2

На основании химико-битуминологических исследований девонских отложений, битумов и нефтей в пределах Припятского прогиба выделено несколько зон по степени восстановленное™ углеводородов. К зоне наиболее восстановленных нефтей и битумоидов относится северо-восточная часть Припятского прогиба, которую с юга и юго-запада окаймляют зоны более окисленных углеводородов. В результате миграции легких компонентов битумоидов к сводовым и присводовым частям валов в опущенных (депрессионных) зонах в их составе основную роль на современном этапе играют кислые компоненты (асфальтены и др.).

Анализируя данные лабораторных определений компонентного и элементарного состава битумоидов и нефтей девонских отложений Припятского прогиба, а также данные группового состава высокомолекулярной части нефти (рис. 4.2.1.), можно сделать вывод о почти полном их тождестве, что также свидетельствует о латеральной миграции вторичных битумоидов в указанных отложениях, приведшей к образованию промышленных скоплений нефти в приподнятых участках структур второго и третьего порядков антиклинального типа.

4.3 Закономерности изменения состава и свойств нефти и газов межсолевых и подсолевых отложений

В настоящее время на основании детального анализа большого фактического материала по многочисленным месторождениям установлено, что вниз по разрезу осадочных образований и по мере погружения их отмечается «облегчение» нефти; уменьшаются их плотность и вязкость, сернистость и смолистость. В этом же направлении возрастает содержание легких фракций, парафинов и одновременно уменьшается количество нафтеновых и ароматических углеводородов. У исследователей, занимающихся этими вопросами, пока нет единого мнения в отношении причин такого изменения состава и свойств нефти. Некоторые исследователи эти изменения связывают с гипергенными процессами и подземным окислением, другие считают, что изменение состава и свойств нефти обусловлено метаморфизмом под действием увеличивающихся в результате погружения пород температуры и давления. Большую роль при этом играет и фактор времени. Некоторые исследователи отвергают возможность окисления нефти в зоне гипергенеза. По их мнению, «…если зона гипергенеза и влияет на состав нефти, то только в том случае, когда нефти в течение длительного времени находятся в ней, и в связи с этим замедляется естественный спонтанный процесс превращения тяжелых углеводородов в более легкие -- метановые» [6].

«Однако, каковы бы ни были причины, при наличии в осадочной толще земной коры большого количества нефтеносных горизонтов, нормальным вни: по разрезу являются уменьшение удельного веса и вязкости нефти, падение т оптической активности, снижение содержания серы, кислорода и азота уменьшение содержания асфальтово-смолистых компонентов, увеличение содержания метановых углеводородов (в том числе парафина) v возрастание содержания легких фракций» (Неручев) [6].

По данным А. А. Карцева изучавшего около 250 месторождений нефти указанная выше закономерность в изменении состава и свойств нефти проявляется в 70% месторождений. Наряду с этим, он установил, что в 12% случаев наблюдается обратная картина: вниз по разрезу пород осадочной толщи фиксируется утяжеление нефти с увеличением их вязкости, содержания в них серы, асфальтово-смолистых веществ и др. По мнению ряда исследователей, обращенный характер изменения состава и свойств нефти по разрезу обусловлен в ряде случаев перераспределением нефти вследствие их вертикальной миграции.

Значительно более сложной является задача установления направления латеральной формы миграции на основании выявления закономерностей изменения физико-химических особенностей нефти. Решение этой задачи затрудняется тем, что следы миграции нефти вверх по восстанию пластов вуалируются проявлением катагенных и гипергенных процессов. Латеральная миграция фиксируется «облегчением» нефти одного и того же горизонта вверх по восстанию пород. Однако соответствующие изменения свойств и состава нефти могут быть сглажены в приподнятых частях структур влиянием гипергенных процессов, где интенсивность их возрастает.

Нефти межсолевых (елецкий и задонский) и подсолевых (воронеж-ский, семилукско-бурегский, саргаевский, пашийско-кыновский и наровский) горизонтов верхнего -- среднего девона по химическому составу и физическим свойствам заметно различаются как в пределах всей зоны, так и по отдельным месторождениям. «Межсолевые» нефти, в отличие от «подсолевых», характеризуются большей плотностью, вязкостью, как в поверхностных, так и в пластовых условиях, меньшими значениями газонасыщенности, давления насыщения, более высоким содержанием в их составе смол и асфальтенов. Нефть из подсолевых отложений содержит меньше золы. Нефти межсолевых и подсолевых залежей различаются между собой и по составу растворенного в них газа. Повышенное содержание метана в газах нефтей подсолевых отложений обусловливает их меньшую плотность. Наиболее четко нефти межсолевых и подсолевых продуктивных горизонтов различаются по своим физико-химическим свойствам в пределах Осташковичского и Давыдовского месторождений. Плотность дегазированной нефти подсолевых отложений этих площадей колеблется от 0,793 до 0,845 г/см3, содержание кислых компонентов (смол силикагелевых и асфальтенов) не превышает 3-- 12,62%, а выход фракций до 300 °C достигает 51,5--57,5%; указанные осредненные параметры нефтей межсолевого комплекса пород изменяются соответственно в пределах -- 0,859 -- 0,876 г/см3; 10,63-- 18,27% и 34,33 -- 44,05%. Некоторые различия между «подсолевьми» и «межсолевыми» нефтями устанавливаются и в пределах Речицкого месторождения. Пластовые нефти отличаются по значениям газового фактора и давления насыщения. Если величина газового фактора пластовых нефтей подсолевых отложений колеблется в пределах Давыдовского и Осташковичского месторождений от 219,6 до 268 м33, а давление насыщения нефти газом -- 184,8 -- 214 кгс/см2, то в межсолевых залежах этих месторождений соответствующие параметры снижаются: первый -- до 83,4−64,0 м33, а второй -- до 103,85-- 93,2 кгс/см2 [6]

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой