Припятский прогиб выделяется в качестве Припятской нефтегазоносной области в составе Припятско-Днепровской нефтегазоносной провинции. В пределах Припятской нефтегазоносной области выделяются Северный нефтегазоносный и Южный нефтегазоперспективный районы. Первый охватывает Северную зону ступеней, большую часть Брагинско-Лоевскрй седловины и Северо-Припятское плечо (Городско-Хатецкую ступень). Южный нефтегазоперспективный район является частью Внутреннего грабена Припятского прогиба. Однако сейчас в пределах Внутреннего грабена выделяются Центральный и Южный структурные ареалы. Центральный ареал ограничен с севера Червонослободско-Малодушинским, а с юга Буйновичско-Наровлянским разломами и является структурой типа «грабен в грабене». Южный структурный ареал отвечает Южному нефтеперспективному району. В Центральном нефтеперспективном районе в последние годы открыты промышленные Москвичевское и Котельниковское месторождения. Северо-Припятское плечо и Брагинско-Лоевская седловина не содержит промышленных скоплений нефти и газа, по условиям формирования и сохранения залежей нефти и газа они отличаются от Северной зоны ступеней ввиду отсутствия в разрезе соленосных толщ и присутствия вулканогенных отложений, поэтому их не целесообразно включать в состав Северного нефтегазоносного района [1].
Основные открытые до сих пор промышленные месторождения нефти расположены в Северном нефтегазоносном районе, где они приурочены к шести зонам нефтегазонакопления: Судовицко-Березинской, Оземлинско-Первомайской, АлександровскоДубровской, Речицко-Вишанской, Червонослободской и Малодушинской. В центральном нефтеносном районе выделяются Комаровичско-Савичская, Заречинско-Дудичская, Копаткевичская, Шестовичская, Сколодинская и Скрыгаловско-Мозырская зоны нефтегазонакопления, в Южном нефтегазоперспективном районе — Буйновичско-Наровлянская, Новоруднянская и Выступовичская зоны нефтегазонакопления.
На стадии прогноза нефтегазоносности главной задачей является выделение в пределах зон нефтегазонакопления локальных структур — ловушек для нефти по данным структурных построений, выполненных по материалам сейсморазведки. Структура является ловушкой в том случае, если она имеет замкнутый контур. В условиях интенсивной разломной тектоники Припятского прогиба структура является ловушкой, когда пласты коллекторов экранируются по разломам соленосными отложениями вверх по восстанию и по простиранию отложений. Поэтому при оценке структур в качестве потенциальных ловушек наряду с установлением наличия коллекторов одной из важнейших задач является установление характера их ограничения по восстанию и простиранию непроницаемыми отложениями.
Подписывайтесь на наш канал в Яндекс.Дзене и будете в курсе новых публикаций и исследований!
В основу классификации ловушек и залежей нефти Припятского прогиба, составленной С.П. Микуцким (1997), положены их морфологические и генетические особенности, при этом главным классификационным признаком является морфология резервуара. Ловушки нефти и газа Припятского прогиба по морфологии резервуара разделены на три типа: 1 — ловушки перегибов кровли резервуара (антиклинальные), 2 — ловушки экранов, образование которых обусловлено латеральным экранированием резервуара разломами и слабопроницаемыми породами вверх по его воздыманию (тектонически, стратиграфически и литологически экранированные); 3 — литологически замкнутые ловушки, образовавшиеся в результате всестороннего ограничения резервуара слабопроницаемыми породами (литологически ограниченные). Так же имеет место деление на классы в зависимости от генезиса.
Типы залежей, приуроченные к тому или иному типу и классу ловушек, делятся по характеру экранирования на сводовые, экранированные и литологически замкнутые, по типу резервуара — на массивные, пластовые и линзовидные. По характеру латеральных ограничений выделяются залежи ненарушенные, а также с тектоно-стратиграфическими, дизъюнктивными, литологическими и тектоническими ограничениями [1].
Для подсолевых терригенного и карбонатного комплексов (ланский надгоризонт, саргаевский, семилукский и воронежский горизонты) характерны пластовые, тектонически экранированные по разломам, реже литологически экранированные залежи нефти. Для межсолевого комплекса наиболее характерными являются сводовые пластовые и массивные залежи с элементами тектонического, стратиграфического и литологического экранирования. Для верхнесоленосного комплекса типичны литологически ограниченные залежи в органогенных постройках внутрисолевых прослоев.
Большинство месторождений Припятского прогиба по величине извлекаемых запасов сравнительно мелкие. Подсолевые залежи имеют размеры: длина 2-15 км (в среднем 8 км), ширина 0,3-5,0 км (наибольшее число залежей имеет ширину от 1,0 до 1,5 км, при этом до 1,0 км — 30 %, до 1,5 км — 65 % залежей). Межсолевые залежи: длина 2-15 км (в среднем 6 км), ширина 0,3-3,5 км (в среднем 1,5 км, при этом до 1,0 км — 30 %, до 1,5 км — 60 % залежей).
Запасы нефти в месторождениях Припятского прогиба распределены, как и везде в мире, неравномерно: в пяти наиболее крупных сосредоточено 60,6 % начальных разведанных извлекаемых запасов нефти всего региона. Самыми крупными по запасам являются Осташковичское и Речицкое месторождения. За ними следуют Вишанское, Южно-Осташковичское и Южно-Сосновское.
