§ 4. Днепровско-Припятская газонефтеносная провинция

Провинция располагается на землях Украинской ССР и Белорус­ской ССР. Она отвечает крупной отрицательной структуре Русской платформы типа грабенообразной впадины, протягивающейся от склад­чатого сооружения Донбасса в северо-западном направлении на 1000 км (при ширине 200 км) между двумя положительными тектоническими элементами — Воронежским массивом на севере и Украинским крис­таллическим щитом на юге (рис. 101). В тектоническом отношении эта отрицательная структура подразделяется на три элемента (с юго- востока на северо-запад) : Днепровский прогиб или грабен, Черниговс­кое поднятие и Припятский прогиб. Оба прогиба нефтегазоносны. Каждый из них представляет собой самостоятельную нефтегазоносную область.

Нефтегазопоисковые работы в Днепровско-Донецкой газонефте­носной области начаты в 30-е годы после выявления в регионе соля- нокупольных структур. Первые крупные местоскопления газа откры­ты в 1952 г.

Днепровский грабен выполнен мощной толщей вендско-кайнозойс- ких отложений. Общая мощность осадочного комплекса увеличивается с северо-запада (250 м) на юго-восток, где кристаллический фундамент опущен на глубину до 20 км.

Характерной чертой строения грабена является солянокупольная тектоника, связанная с наличием соленосных толщ нижней перми и девона.

Нефтегазоносность Днепровско-Донецкой области связана с де­вонскими, каменноугольными, пермскими и триасовыми отложения­ми. Промышленные запасы газа установлены также в юрских отло­жениях (на отдельных площадях). Регионально газоносны нижнека­менноугольный, среднекаменноугольный, нижнепермско-верхнекамен-

Рис. 101. Днепровско-Припят- ская газонефтеносная провин­ция.

Тектонические элементы: I — Припятская впадина, II — Дне- провский грабен, III — Черни­говский выступ, IV — Воронеж­ский массив, V — Украинский щит, VI — Донбасс; нефтегазо­носные области: А - Днепров- ско-Донецкая газонефтеносная, Б — Припятская нефтеносная; местоскопления: 1 — Шебелинское, 2 - Речицкое; остальные условные обо­значения см. на рис.91.

ноугольный, нижнетриасово-верхнепермский комплексы. Коллектора­ми нефти и газа служат песчаники, пески и алевролиты. Мощность отдельных продуктивных пластов и толщ составляет от 2—3 м до нескольких десятков и сотен метров.

Нижнепермско-верхнекаменноугольный нефтегазоносный комп­лекс содержит более 95 % запасов газа Днепровского грабена. В расп­ределении нефтяных и газовых местоскоплений этого комплекса отчетливо прослеживается зональность. Близ складчатого Донбасса в грабене известны лишь газовые залежи, а на границе с Черниговско- Брагинским выступом — только нефтяные. Региональной покрышкой для залежей газа служат пласты каменной соли нижней перми.

Газоносность нижнекаменноугольного комплекса установлена всю­ду, где вскрыты отложения этого возрастали имеет региональный ха­рактер. В комплексе выявлено 20 продуктивных горизонтов раз­личной мощности — от 1 до 20 м. Это в основном мелкозернистые песчаники пористостью до 20 % и проницаемостью до 1 мкм². В цент­ральной части прогиба отложения нижнего карбона залегают на боль­ших глубинах и пока не разведаны. Газовые залежи в нижнекаменно­угольном комплексе перекрыты региональной глинистой покрышкой мощностью до 200 м. Комплекс преимущественно газоносный. Неф­тяные залежи выявлены в прибортовых частях впадины. С этим комп­лексом связаны основные перспективы рассматриваемой области.

Местоскопления нефти и газа приурочены к брахиантиклинальным (■ складкам, группирующимся в валоподобные зоны нефтегазонакоп­ления, и соляным структурам. Широко распространены сводовые за­лежи, нарушенные разрывами. Встречены также залежи структурно- стратиграфические, литологические. Наряду с пластовыми природ­ными резервуарами в разрезе местоскоплений выявлены массивные. В центральной части грабена глубина вскрытой бурением залежи в погребенных структурах достигает 5 км (Яблуновское местоскоп- ление и др.).

Шебелинское газоконденсатное местоскоппение (рис. 102), открытое в 1950 г., является наиболее характерным в рассматриваемой области. Оно приу­рочено к брахиантикпинальной складке размерами 40 х 13 км. Юго-западное крыло ее крутое (30°), северо-восточное пологое (15°). Амплитуда складки в палеогеновых отложениях 70 м, с глубиной увеличивается до 1160 м (в пермс­ких отложениях). Складка разбита многочисленными нарушениями сбросо­вого характера. Основные запасы газа связаны с терригенной толщей нижней перми и верхнего карбона. Толща разделена шинами и каменной солыо на 14 го­ризонтов, в которых установлена единая залежь с массивно-пластовым типом резервуара. Газоводяной контакт располагается на отметке —2270 м. Порис­тость газонасыщенных песчаников и ангидритов 10-12 %, проницаемость до 0,01 мкм². Небольшие залежи установлены в триасе и вышележащих слоях мезозоя.

Первые местоскопления в Припятской нефтеносной области откры­ты в 1964-1965 гг.

В Припятской впадине докембрийский кристаллический фунда­мент значительно погружен и перекрыт мощной толщей осадков верх­непалеозойского и мезозойско-кайнозойского возраста. Отличитель­ные особенности геологического строения впадины — наличие в де­вонских отложениях мощных соленосных Толщ, разделенных комп-

Рис. 102. Шебелинское газоконденсатное местоскопление (по М.Г. Ульянову, В.Д. Семичу и др.) •

а — структурная карта по кровле картамышской свиты; б — геологический про­филь по линии I—l. 1 — изогипсы, м; 2 — контур газоносности; 3 — тектонические нарушения; 4 — поверхность несогласия; 5 — газ

лексом карбонатных пород, и широкое развитие солянокупольных структур.

Нефтеносность связана с девонскими отложениями. Залежи нефти установлены в подсолевом и межсолевом комплексах девонского разреза. Коллекторами служат трещинно-кавернозные известняки и доломиты пористостью до 16%, проницаемостью 0,05-0,77 мкм².

Нефтяные местоскопления контролируются приразломными струк­турами. Залежи нефти приурочены к пластовым и литологическим природным резервуарам, к тектонически и литологически экраниро­ванным ловушкам.

Речицкое нефтяное местоскопление (рис. 103) выявлено в 1964 г. - это первое местоскопление Белоруссии. Оно находится юго-западнее Гомеля. Сво­довая часть местоскопления осложнена сбросом, амплитуда которого в различ-

Рис. 103. Речицкое нефтяное местоскопление.

а - структурная карта по условному отражающему горизонту в подсолевых от­ложениях девона (по Н.И. Гнедину); разрез по линии I-I (по В.П. Анцупову, A.M. Синичке). 1 — изогипсы, м; 2 - разрывные нарушения; 3 - соль; 4 — нефть; 5 — несогласия; 6 — кристаллический фундамент

ных частях складки изменяется от 800 до 1600 м. По подсолевым отложениям северное крыло складки, в пределах которого открыты нефтяные залежи, предс­тавляет собой моноклиналь и более приподнято. В разрезе местоскопления выделены породы девона, карбона, перми, мезозоя и кайнозоя. В девонских отложениях имеются две мощные соленосные толщи. Нефтяные залежи обнару­жены в межсолевых и подсолевых отложениях, а также в верхней соленосной толще девонского разреза.