СКОЛЬКО НЕФТИ В НЕДРАХ БЕЛАРУСИ?

(Продолжение. Начало в № 1, 2020)

Продолжаем виртуальную дискуссию «Углеводородные перспективы недр Беларуси», начатую «Вестником Белнефтехима» на международном уровне. Напоминаем, в журнале  № 1 (168) за 2020 год эксперты ответили на вопрос: есть ли перспективы в наращивании разведанных запасов нефти и газа в Беларуси в целях увеличения их добычи?

Какие площади (участки), разрезы осадочного чехла Припятского прогиба следует включать дополнительно в анализ для расширения углеводородного потенциала Беларуси?

Ярослав Грибик, заведующий лабораторией геотектоники и геофизики Института природопользования НАН Беларуси, кандидат геолого-минералогических наук, в 1999—2014 годы — главный геолог РУП «Белгеология»:

— Основными нефтеперспективными и нефтеносными комплексами в условиях Припятского прогиба являются межсолевой и подсолевой карбонатный. Они, очевидно, и будут основными нефтеперспективными. Не полностью изучены перспективы подсолевого терригенного комплекса, характеризующегося большей расчлененностью разреза и в то же время увеличением мощности в западном направлении. Есть также перспективы выявления новых залежей в верхнесоленосном комплексе.

Сегодня наряду с Северной и Центральной зонами из нефтеперспективных в нефтеносную следует переводить уже и Южную зону Припятского прогиба. Предпосылки к этому есть. Свое видение данного направления мы озвучили в прошлом году. Параллельно следует оценивать перспективы Туровской депрессии и Лоевской седловины.

Батрбек Кусов, кандидат геолого-минералогических наук, член-корреспондент РАЕН, ведущий геолог ПАО «Чеченнефтехимпром»:

— Многочисленные факты из геологии нефти и газа, полученные в последние десятилетия, дают основание утверждать, что осадочные бассейны перед кристаллическим фундаментом в части нефтегазоперспективности имеют единственное преимущество: к ним уже привыкли.  

Месторождения углеводородов (УВ) обнаружены в породах любого состава, возраста и генезиса, в резервуарах любых структурных форм и за пределами осадочных бассейнов. Но традиционная идеология и методика поисков нефти и газа, сформировавшаяся применительно к осадочным бассейнам, не применима к породам кристаллического фундамента. Именно это является главным сдерживающим фактором в реализации нефтегазоносного потенциала кристаллического фундамента во всем мире. Прежде всего, это относится к вопросу картирования резервуара. В осадочных бассейнах формы резервуаров почти всегда совпадают с формами пластов слоистой среды, которые хорошо картируются сейсморазведкой. Поэтому она является основным методом подготовки объектов к поисковому бурению в осадочных бассейнах.

Механизм формирования пустотного пространства в массиве пород кристаллического фундамента принципиально отличается от такового в осадочных породах. Лишь в некоторых случаях сходный механизм формирования пустотного пространства под влиянием глубинных факторов можно обнаружить в карбонатных массивах, когда в них вблизи глубинных разломов под влиянием агрессивных относительно карбонатов гидротермальных растворов формируется высокоемкое пустотное пространство, не зависящее от форм напластования и пронизывающее почти всю мощность карбонатной толщи при незначительном площадном распространении. В данных случаях явно просматривается наложенный характер форм этих резервуаров на структурные формы слоистой среды. 

Такие факты изучены и описаны в некоторых регионах, например, в центральной части Байкитской антеклизы (запад Сибирской платформы), в карбонатной толще Северо-Ракушечного нефтяного месторождения на Мангышлаке.

В Припятском прогибе также имеются аналогичные факты. Здесь в верхнедевонской (межсолевой) карбонатной толще вблизи региональных глубинных разломов часто по всей мощности толщи (до 200 м) развиты высокоемкие кавернозно-пористые коллекторы метасоматической (глубинной) природы. Вдали от глубинных разломов, на Червоно-Слободской и Шатилковской ступенях, коллекторы в межсолевой толще развиты на двух уровнях — в кровле второй и четвертой литолого-стратиграфических пачек. Мощности коллекторов не превышают 20 м, распространены на значительных площадях и сформировались в результате проявления внутриформационных перерывов в осадконакоплении с частичным размывом уже полностью литифицированных пород (поверхностный фактор). Наблюдается прямая корреляция между глубиной размыва и фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов, сформировавшихся под поверхностью перерыва.

Валерий Карпов, кандидат геолого-минералогических наук, заслуженный геолог Российской Федерации, член редакционного совета журнала «Недропользование ХХI век»:

— Это, конечно, центр и юг прогиба (Внутренний грабен), имеющие свою историю тектонического развития, свои закономерности размещения скоплений УВ.

По разрезу эти части прогиба нефтеперспективны как на малых глубинах (надсолевая толща), так и на глубинах больших, включая фундамент.

С учетом высокой перспективности поисков УВ глубокопогруженных отложений проведение исследований в этом направлении представляется весьма перспективным как с точки зрения изучения фундаментальных процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления, так и прогнозирования УВ потенциала недр и разработки долгосрочной стратегии развития нефтегазового комплекса.

В общем случае с глубиной меняется генетический спектр типов ловушек, типов природных резервуаров УВ. Ниже 3 000—4 000 м (в зависимости от региона) преобладают неантиклинальные (неструктурные), в большей степени тектонозависимые типы ловушек, непластовые типы природных резервуаров, трещинные породы — коллекторы, приуроченные к тектонитам.

Поскольку очевидно, что с глубиной резко возрастает роль разломной тектоники, необходимо, чтобы модель в качестве главного элемента, контролирующего нефтегазоносность, содержала разломное образование со всеми статическими и динамическими характеристиками.

Большие глубины любого нефтегазоперспективного региона — это не только и не столько осадочный комплекс пород, это, прежде всего, породы фундамента различного возраста, который благодаря активному разлому становится регионально нефтегазоперспективным комплексом.

Для природных резервуаров УВ, формирующихся в условиях активного разлома, характерны существенные генетические отличия:

• - традиционные представления о коллекторах и покрышках не приемлемы, т.к. под влиянием тектонической переработки (и сопутствующих вторичных процессов) бывшие покрышки (глины, плотные разности терригенных и карбонатных пород) становятся коллекторами, а песчаники, карбонаты и прочие коллекторосодержащие комплексы по этой же причине превращаются в покрышки;
• - размеры и геометрия скопления УВ определяются главным образом масштабами емкостного пространства;
• - при значительной высоте и малой ширине залежи последняя имеет в общем случае большую протяженность, т.е. ей присущи либо линеаментный вид, коррелируемый с контролирующим разломом, либо изометрическая форма, подчиненная узлу пересечения разломов.

Понятно, что для обнаружения таких скоплений УВ необходимо применение соответствующей методики нефтегазопоисковых работ, что составляет главную проблему больших глубин.

Проблемы малых глубин в Припятском прогибе совпадают с проблемами надсолевой толщи, имеющей свою специфику геологического строения и перспектив нефтеносности.

Особый интерес в Припятском прогибе представляют отрицательные структуры (ОС), образованные надсолевой толщей, где имеются все условия для образования и сохранения залежей нефти, подтвержденные прямыми и косвенными признаками, и где пока не открыто ни одного месторождения.

Из всего обилия прогнозируемых ловушек, приуроченных к ОС, по степени связи с нижележащими межсолевыми и подсолевыми толщами и по условиям сохранности скоплений УВ наиболее перспективны вторичные компенсационные мульды, в первую очередь потому, что они являются частью древних поднятий, расформированных на последних этапах тектонического развития Припятского прогиба.

Таким образом, если рассматривать надсолевую толщу, можно рекомендовать первоочередной участок — Свободскую площадь, где зафиксированы все условия для образования и сохранения скоплений УВ, где вслед за открытием нижнепермской соленосной толщи следует ожидать открытия месторождения нефти.

По другим нефтеперспективным толщам (включая кристаллический фундамент) необходима тщательная ревизия геолого-геофизического материала с точки зрения влияния особенностей тектоники на каждом локальном участке. И начинать необходимо с тех мест, где уже получены притоки нефти (Восточно-Выступовичская, Радомлянская, Южно-Валавская, Ново-Ельская, Кузьмичевская, Каменская, Южно-Домановичская и другие подобные скопления УВ).

Что касается кристаллического фундамента, особый интерес представляет также Северный борт прогиба (по аналогии с Днепровско-Донецкой впадиной), требующий определенной методической подготовки.

Валерий Бескопыльный, ученый и производственник в области поисков, разведки и разработки залежей нефти и газа:

— Анализ карт распределения прогнозируемых ловушек УВ на территории деятельности РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» показывает, что существуют предпосылки для обнаружения новых традиционных залежей нефти вблизи открытых месторождений, а также в пределах слабоизученных бурением девонских отложений на склонах и подножиях тектонических ступеней. Подсолевые залежи могут быть выявлены в промежуточных блоках тектонических ступеней.

Высока вероятность открытия залежей УВ, приуроченных к неструктурным объектам зон трещиноватости пород, органогенных построек и выклинивания коллекторов. Для обнаружения традиционных залежей нефти в подсолевых коллекторах наиболее перспективными по комплексу показателей промышленного нефтегазообразования являются гребневые части Червонослободского, Шестовичского, Буйновичского, Гостовского, Наровлянского секторов.

Что касается прироста нетрадиционных запасов нефти, то наиболее перспективными для разведки и последующего освоения являются полуколлекторы (плотные резервуары) уже открытых, наиболее крупных нефтяных или газоконденсатных залежей, расположенные между водонефтяным контактом и покрышкой залежи. Речь идет, прежде всего, о разведке Речицкого и Южно-Александровского месторождений. Выработка УВ из нефтегазонасыщенных плотных резервуаров месторождений является новым перспективным направлением освоения ресурсов УВ, которое при благоприятном стечении геологических обстоятельств обеспечит «вторую жизнь» зрелым месторождениям. Конечно, разработка скоплений УВ в полуколлекторах является задачей еще более сложной, чем освоение трудноизвлекаемых запасов в коллекторах. Тем не менее мировой опыт добычи нефти и газа показывает, что эта задача уже успешно решается, поэтому в Беларуси она также будет решена.

Существует высокая вероятность открытия самостоятельных нетрадиционных месторождений нефти. Важно отметить, что большинство предполагаемых межсолевых перспективных участков совпадают в плане с более глубоко залегающими возможными нетрадиционными скоплениями углеводородов в подсолевых отложениях. Таким образом, одной скважиной с несколькими стволами можно открыть межсолевые и подсолевые залежи.

Основанием для довольно оптимистичного прогноза открытия нетрадиционных залежей нефти в Припятском прогибе является то обстоятельство, что остаются еще не опоискованными бурением 49% зон нефтегазонакопления от общего количества межсолевых зон, т.е. 27 зон. Большинство таких зон (20 зон) являются непродуктивными в коллекторах, но они, вероятно, нефтеносны в плотных породах (полуколлекторах). азмеры этих зон изменяются в пределах 100—613 км², что позволяет прогнозировать высокую вероятность открытия здесь нетрадиционных месторождений УВ с немалыми запасами. Высоки перспективы открытия нетрадиционных и/или комбинированных залежей УВ (в т.ч. по результатам доразведки традиционных залежей) в пределах следующих межсолевых и верхнесоленосных доказано нефтегазоносных традиционных зон нефтегазонакопления: Речицко-Вишанская, Южно-Речицко-Южно-Вишанская, Южно-Червонослободско-Южно-Малодушинская и другие.

Весьма интересными представляются данные о наличии непромышленных скоплений углеводородов в глубокопогруженных участках тектонических ступеней в скважинах № 1-Восточно-Бабичской и № 1-Сибережской. Кроме того, в 2008 году объединением «Белоруснефть» открыто месторождение Геологическое в межсолевом комплексе, представленном карбонатными низкопроницаемыми коллекторами и полуколлекторами. Кровля межсолевой залежи нефти находится на глубине 4,4 тыс. м, а перспективные верхнепротерозойские отложения — на глубине более 5,5 км.

Геологическое месторождение нефти по сочетанию условий генерации, аккумуляции и консервации углеводородов представляет собой уникальный для Беларуси объект концентрации в одном месте многочисленных разнообразных залежей углеводородов. Открытие этого месторождения подтвердило прогноз геологов о наличии залежей нефти в глубокопогруженных структурах. Подобные залежи являются нетрадиционными, они практически не выражены в подземном рельефе, поэтому их сложно обнаруживать. Поиск, разведка и разработка залежей нефти и газового конденсата в глубинных участках Припятского прогиба (на глубинах до 7 км) требуют новых методов, оборудования и технологий.  

Петр Повжик, кандидат технических наук, доцент, заместитель генерального директора по геологии РУП «Производственное объединение «Белоруснефть»:

— Позволю себе не совсем корректно ответить на данный вопрос. Если говорить об участках и разрезах осадочного чехла Припятского прогиба, которые мы дополнительно к ставшим традиционными включили в анализ для восполнения ресурсной базы, то в первую очередь необходимо отметить отложения с уже доказанной нефтеносностью, но обладающие физическими свойствами, неблагоприятными для освоения их ресурсов традицонными методами. Это так называемые ресурсы нетрадиционных УВ.

Кроме решения задачи по освоению ресурсов нетрадиционных углеводородов в плотных, низкопроницаемых породах мы наметили работы по переоценке перспектив выявления залежей УВ в Южном структурном районе Припятского прогиба. Здесь идет речь об оценке перспектив выявления нетрадиционных для Припятского прогиба литологически ограниченных залежей УВ в терригенных отложениях межсолевого комплекса.

 (Продолжение следует)

ФОТО Вячеслав Суходольский, предоставлены участниками круглого стола