THE AMAZING WORLD OF FLUID AND MELT INCLUSIONS
реклама
Современное состояние наук о Земле 1-4 февраля 2011 г., Москва, Россия УДК: 551.24(476) ПРИПЯТСКИЙ ПАЛЕОРИФТОВЫЙ БАССЕЙН: ТЕКТОНИКА, НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЕ, НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЕ Бескопыльный В.Н.a, Айзберг Р.Е.б a РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», Гомель, Беларусь, б Институт природопользования НАН Беларуси, Минск, Беларусь (khain2011@gmail.com) Припятский прогиб – самый западный субширотный сегмент ПрипятскоДонецкого палеозойского авлакогена, который расположен в пределах древней Восточно-Европейской платформы и входит в более протяженную систему СарматскоТуранского линеамента. Прогиб расположен между периклиналями Белорусской, Воронежской антеклиз и Жлобинской седловиной на севере и Украинским щитом на юге. На западе Полесская седловина отделяет Припятский прогиб от Подлясско-Брестской впадины, а на востоке Брагинско-Лоевская седловина от Днепровского прогиба. Длина Припятского прогиба достигает 280 км, ширина – 140-180 км. Этот регион совместно с Брагинско-Лоевской седловиной и склонами МикашевичскоЖитковичского выступа образует одноименный нефтегазоносный бассейн (НГБ), который является одним из наиболее изученных бурением и сейсморазведкой НГБ палеорифтового типа на древних платформах. Геологическое строение прогиба отражает типологические черты палеорифтовых бассейнов. Припятский прогиб состоит из четко выраженного одноименного грабена и СевероПрипятского плеча. Мощность осадочного чехла достигает 7 км. Основную часть разреза составляют девонские и каменноугольные отложения, которые на западе прогиба перекрывают терригенные осадочные комплексы верхнего протерозоя (рифея и венда). Нефтеносные, преимущественно карбонатные, отложения девона разделены двумя мощными галогенными толщами. О тектонике палеорифта можно судить по строению ряда маркирующих горизонтов - поверхностей: фундамента, подсолевых отложений, межсолевой и верхнесоленосной толщ и некоторых других, расположенных в вышележащих частях разреза. Внутри прогиба по поверхностям фундамента, подсолевых и межсолевых отложений выделена система тектонических ступеней и приосевой грабен, разделенные субширотными сбросами, которые наклонены к оси прогиба и контролируют размещение зон приразломных поднятий и валов, представляющих собой доказанные или потенциальные зоны нефтенакопления. Тектонические ступени подразделены на структурные элементы – уступ, гребень, террасу, подножие. По особенностям стиля тектонических деформаций подсолевых, межсолевых и надсолевых отложений выделены три структурных района (ареала): Северный, Центральный и Южный. Для Припятского прогиба характерно большое разнообразие структурных форм, образующих ловушки углеводородов. Причем эти формы меняются снизу вверх по разрезу, от одного литостратиграфического комплекса к другому. Для поверхности фундамента и подсолевых отложений платформенного чехла характерны преимущественно наклоненные блоковые структуры с элементами пликативных форм. Нижнесоленосные и межсолевые образования дислоцированы в блоково-пликативные структуры, а верхнесоленосные и надсолевые подразделения девона, карбона, перми, мезозоя и кайнозоя в пликативные. В формировании современного структурного плана пред- и синрифтовых отложений платформенного чехла Припятского прогиба ведущую роль играли разрывные нарушения. Выделяются два Современное состояние наук о Земле основных типа разломов: платформенные (проникающие в чехол) и доплатформенные (погребенные, не проникающие в чехол). Платформенные разломы палеорифта формировались главным образом в позднедевонское время на рифтовой стадии развития. Некоторые разломы сквозные, они развивались как на доплатформенных, так и на платформенных этапах. По глубине проникновения они делятся на мантийные и коровые, по рангу ограничиваемых ими тектонических элементов на суперрегиональные, региональные, субрегиональные и локальные, по структурно-морфологическим признакам на листрические и прямолинейные, по кинематическому типу на сбросы и сдвиги. Достаточно детально установлены стадии развития Припятского прогиба. Варисцийский этап развития территории прогиба начался с формирования окраины юго-западного борта Московской синеклизы (предрифтовый синеклизный подэтап незначительного растяжения в эйфельско-среднефранское время). Однако уже в это время началось обособление зон приразломных поднятий. Синеклизный подэтап сменился в позднефранское время рифтовым подэтапом, который подразделяется на стадии: начального прогибания, соответствующего зарождению рифта (начало позднефранского – воронежско-евлановское время); максимального прогибания, кульминации рифтообразования и основной деструкции литосферы (конец позднефранского – фаменское время); заключительного прогибания, затухания рифтообразования (ранний и средний карбон); общего подъема и сжатия (поздний карбон – ранняя пермь); стабилизации (поздняя пермь – средний триас). Время наиболее активной деструкции литосферы Припятского палеорифта совпадает с проявлением щелочноультраосновного вулканизма, образованием максимальных амплитуд сбросов и сдвигов, формированием некомпенсированных суббассейнов и их последующим заполнением франской и фаменской соленосными формациями [1]. 1-4 февраля 2011 г., Москва, Россия Геодинамика региона была благоприятной для накопления достаточно мощных толщ осадочных пород аквального и субаквального генезиса, что явилось решающим условием формирования Припятского нефтегазоносного бассейна (НГБ). Здесь нефтематеринскими свойствами обладают прежде всего задонско-елецкие (межсолевые) и франские (подсолевые) глинисто-карбонатные образования, а затем наровские глинистые породы. Накопление этих толщ происходило в восстановительных условиях, при поступлении в осадок значительного количества органического вещества (ОВ) преимущественно сапропелевого типа. Нефтематеринские толщи испытали различную степень катагенеза. Ra витринита изменяется от 5,9 до 8,6, что соответствует буроугольной, длиннопламенной, газовой и жирной стадиям катагенеза углистых включений. Такие стадии преобразования витринита достигаются при температурах приблизительно 70-175оС, что свидетельствует о прогревании в прошлом исследованных отложений межсолевого и подсолевого комплексов Припятской впадины примерно до этих температур. К настоящему времени эти образования остыли на 35-80оС [2]. Степень катагенетических изменений нефтематеринских толщ возрастает с увеличением глубины их залегания, но скорость изменения уменьшается, что проявляется в уменьшении градиента Rа витринита с увеличением глубины. Скорость катагенетических превращений ОВ изменяется не только по разрезу, но и по площади Припятского НГБ. Например, в интервале глубин 0-3,5 км в южной части региона (Западно-Валавская площадь) градиент Rа витринита составляет 0,19 ед./100 м, а в этом же интервале в северной части достигает значений 0,21-0,25 ед./100 м (Комаровичская, Золотухинская, Малодушинская, Восточно-Первомайская площади). Различная скорость катагенеза нефтематеринских толщ по мере погружения последних на юге и севере Современное состояние наук о Земле впадины выразилась в том, что на равных глубинах степень преобразованности ОВ на севере значительно выше, чем на юге. Так, на глубине 3,5 км породы ЗападноВалавской площади вмещают витринит с отражательной способностью 6,6 ед., на той же глубине в пределах Малодушинской, Золотухинской и Комаровичской площадей этот показатель равен 7,0-7,2 ед., а на самой северной, Восточно-Первомайской площади – около 8,0 ед. Таким образом, по Rа витринита рассеянных углистых включений установлено значительное увеличение напряженности палеогеотермического поля на северо-востоке Припятского НГБ по сравнению с его южной и центральной частями. В современном геотермическом поле региона северо-восток также характеризуется повышенной напряженностью. Причиной возникновения палео- и современной положительной геотермической аномалии является максимальная тектоно-вулканическая активность северо-восточной части прогиба. Принимая во внимание степень катагенеза изученного комплекса отложений и состав рассеянного ОВ, очевидно, что в межсолевых и подсолевых девонских образованиях благоприятные палеогеотермические условия для генерации нефти существовали, на всей территории Припятского НГБ. Это подтверждается промышленными залежами нефти в соответствующих отложениях, а также многочисленными прямыми признаками нефтеносности по всему разрезу девонских образований на подавляющей территории бассейна. Однако промышленные скопления нефти выявлены преимущественно в северной части региона. Зона основной промышленной нефтеносности распространена в интервале глубин 2,0 - 4,5 км. Месторождения этой зоны приурочены к отложениям, преобразованным до средней стадии катагенеза (Rа витринита 7,0-8,5 ед.). Зона основной промышленной нефтеносности характеризуется палеотемпературами 90165оС и современными температурами 5095оС. Учитывая нефтематеринские свойства и степень катагенеза межсолевой и 1-4 февраля 2011 г., Москва, Россия подсолевой толщ, очевидно, что зона основной промышленной нефтеносности в прошлом являлась главной зоной нефтеобразования. Снижение палеогеотермической напряженности осадочного комплекса в северной части прогиба было не настолько значительным, чтобы прекратился процесс генерации жидких углеводородов, но современные, пониженные геотермические условия способствовали перемещению зоны главного нефтеобразования на большие глубины (вероятно, более 4 км), где температуры имеют значения более 90оС. Погружение зоны главного нефтеобразования со временем привело к тому, что вышезалегающие, возможно нефтематеринские толщи полеского (надсолевого девонского) горизонта и тем более каменноугольной системы не участвовали в генерации жидких углеводородов. Об этом свидетельствует, кроме всего прочего, существенное отличие битумоидов прежде всего каменноугольных отложений от битумоидов межсолевых и подсолевых девонских образований. На значительной территории центральной и южной частей Припятского НГБ нефтематеринские породы находились в палеогеотермических условиях, обеспечивающих значительно менее активные процессы нефтеобразования, чем в северной части. Уменьшение напряженности палеогеотермического поля региона привело к тому, что современные геотермические условия большой части запада, центра и юга впадины, скорее всего, исключают возможность дополнительной генерации жидких углеводородов. Кроме того, современный тепловой режим этого района отражает меньшую флюидодинамическую закрытость недр и допускает активную жизнедеятельность бактерий, что может приводить как к физическому удалению некоторых компонентов нефти, так и к химическому их превращению за счет процессов окисления и осернения. В результате этих процессов в нефтях уменьшается содержание насыщенных углеводородов, происходит обогащение гетероэлементами (азот, сера, кислород). Эти соображения Современное состояние наук о Земле подтверждаются закономерными изменениями состава нефтей и битумоидов по площади Припятского НГБ. Так, с северо-востока к южной и юго-западной частям региона наблюдается возрастание степени окисленности нефтей и битумоидов. Наиболее восстановленные нефти и битумоиды сосредоточены преимущественно в северо-восточной части впадины. Таким образом, в северной части Припятского НГБ в прошлом, в период максимальной геотермической напряженности осадочного комплекса (соответствующий периоду максимальной активизации тектонических движений в позднем девоне и карбоне), существовали геотермические условия, обусловившие наиболее активную генерацию жидких углеводородов нефтематеринскими толщами и активные процессы миграции нефти в породы-коллекторы. Следовательно, этому периоду геологического развития региона соответствует проявление главной фазы нефтеобразования. Значительная часть остальной территории НГБ характеризовалась в прошлом значительно менее активным нефтеобразованием. Существенно повышенная палеогеотермическая напряженность осадочного комплекса северо-востока Припятского НГБ обусловила появление здесь первого очага нефтеобразования, приуроченного в основном к межсолевым и подсолевым глинисто-карбонатным толщам. Этот очаг нефтеобразования по активности генерации жидких углеводородов нефтепроизводящими породами и по своим размерам являлся основным в Припятском НГБ. Представляя в кратком виде пространственно-временную модель нефтеобразования в рассматриваемом регионе, следует отметить, что в Припятском прогибе существовали три очага нефтеобразования – Северный, Центральный и Южный, приуроченные соответственно к трем одноименным тектоническим ареалам. Подсолевые нефтематеринские толщи начали интенсивно генерировать жидкие УВ в 1-4 февраля 2011 г., Москва, Россия раннелебедянское время (на стадии кульминации рифтообразования) в Северном очаге нефтеобразования. В Центральном и Южном очагах нефтеобразования главная фаза нефтеобразования (ГФН) началась позднее, в раннеполесское время позднего девона. Интенсивная генерация жидких УВ в межсолевом комплексе происходила начиная с оресского времени в Северном и с полесского – в Центральном и Южном структурных ареалах. Нефтеобразование продолжалось до среднего карбона, т.е. до завершения рифтового подэтапа развития, характеризовавшегося общим подъёмом и сжатием в позднекаменноугольное время. Существенно повышенная палеогеотермическая напряженность девонского осадочного комплекса северовостока прогиба обусловила появление наиболее раннего Северного очага генерации нефти, который по активности и размерам являлся основным в регионе [2]. В каждом очаге процесс нефтеобразования являлся многоэтапным, имел непрерывнопрерывистый характер, отражая геодинамику формирования Припятского рифта. Каждый этап нефтеобразования в определенной нефтематеринской толще характеризовался особым составом генерированных углеводородов. В древнем очаге нефтегазоматеринские толщи погружались даже в условия главной зоны газообразования, что обеспечило формирование газоконденсатных залежей. Главная фаза нефтеобразования во всех очагах Припятского НГБ завершилась во время предпермского регионального перерыва в осадконакоплении (на стадии общего подъема и сжатия региона), в результате значительного остывания (на 50 -70оС) осадочного чехла региона. Тектоническое развитие Припятского грабена происходило таким образом, что наиболее благоприятными условиями для аккумуляции УВ и консервации залежей нефти и газа характеризуется Северный ареал. Только 6 месторождений нефти открыты в Центральном ареале, остальные 67 месторождений, содержащих 223 залежи, приурочены к средневерхнедевонским карбонатным и Современное состояние наук о Земле терригенным отложениям, а также к верхнепротерозойским образованиям Северного ареала. За 45 лет освоения ресурсов углеводородов в Припятском НГБ добыто более 130 млн.т нефти и около 20 млрд. м3 попутного нефтяного газа. Месторождения углеводородов Беларуси содержат нефти, газовые конденсаты, свободные и растворённые (попутные) газы с различными физико-химическими свойствами. Многообразие свойств УВ обусловлено значительным различием таких основных факторов как: состав исходного органического вещества, из которого генерировались УВ; пластовые условия; вторичные процессы преобразования УВ (катагенетические, гипергенные и т.д.). Нефть каждой залежи по-своему уникальна и отличается составом и свойствами. Главные особенности размещения залежей нефти и газа: подавляющие объемы разведанных запасов нефти и почти все открытые месторождения углеводородов находятся в пределах основного Северного очага нефтегазообразования; большинство выявленных скоплений углеводородов тяготеют к крупноамплитудным приразломным поднятиям. Зоны нефтегазонакопления (НГК) приурочены к: сбросово-блоковым уступам, гребням, склонам и подножьям тектонических ступеней. Наиболее разведаны зоны НГК на гребнях ступеней, содержащих месторождения с максимальными запасами нефти. Доказано, что в подножиях ступеней на глубинах 5 – 6 км присутствуют скоплений легкой высокогазонасыщенной нефти и газоконденсатов в коллекторах, характеризующихся субгоризонтальной трещиноватостью вдоль напластования. Наряду со значительным количеством ещё неоткрытых небольших залежей нефти и газа структурного типа в регионе достаточны высоки перспективы поисков нетрадиционных скоплений УВ в сланцевых и малопроницаемых породах. Максимальные ресурсы сланцевого и «сжатого» газа (нефти) прогнозируются на склонах и в подножьях ступеней. В Припятском НГБ существуют благоприятные условия для формирования таких скоплений: в карбонатных породах 1-4 февраля 2011 г., Москва, Россия содержание глин ~50%, концентрация органического вещества от 1 до 5%, степень зрелости >1 Ro, пористость перспективных пород 3 - 5%, отмечена параллельная напластованию и субвертикальная трещиноватость перспективных отложений. Исследование тектоники, генерации и аккумуляции УВ в Припятском палеорифтовом бассейне однозначно подтверждают наличие чёткой корреляции распространения очагов генерации УВ, состава и свойств УВ, а также этапов интенсивной генерации нефти и/или газа с геодинамическими особенностями и тектонической историей региона. Особенности тектонического развития различных структурных ареалов прогиба предопределили многообразие фаций основных продуктивных горизонтов как по разрезу, так и по площади осадочного бассейна. Кроме того, были сформированы ловушки различных видов, которые на протяжении своего существования подвергались переформированию или расформированию. Это обусловило разные перспективы нефтегазоносности различных участков региона. К настоящему времени разведана только часть генерированных УВ Припятского НГБ, аккумулированная в наиболее концентрированных скоплениях высокоёмких коллекторов структурных ловушек. Эта часть УВ является, безусловно, наиболее экономически рентабельной долей скоплений УВ региона. Однако в будущем предстоит открыть и разведать ещё многие залежи, несмотря на то, что УВ в этих скоплениях будут находиться в менее концентрированном виде – в малоёмких коллекторах. Литература 1. Aizberg R.Y., Beskopylny V.N., Starchik T.A, Tsekoyeva T.K. Late Devonian magmatism in the Pripyat Palaeorift: a geodinamic model // Geological Quarterly. – 2001. – №45 (4). – С.349-358. 2. Бескопыльный В.Н. Рациональная система технологий камеральных геологоразведочных работ на нефть и газ для сложнопостроенных нефтегазоносных бассейнов. Автореф. докторской дисс. Мн., ИГН НАН Беларуси, 2001. 40 с.
