3.Типы флюидоупоров Беларуси

Таблица 20. Классификация флюидоупоров по вещественному составу (по Т. И. Гуровой, 1974)

Класс	Качество	Вещественный состав	фракция >0,01 мм,%	песчано-алевролит. прослои, %
I	Высшее	Соль, сульфаты, глины монтмориллонит-гидрослюдистые	Менее 5	Менее 10
II	Высокое	Глины тонко-среднедисперсные, гидро-слюдистые	5‑10	10‑15
III	Среднее	Глины с песчано-алевролитовыми прослоями, мергели,	Более 10	15‑25
IV	Низкое	Аргиллиты, мергели, алевролиты т, доломиты и известняки		Более 25

Подсолевой терригенный нефтеносный комплекс содержит резервуары в верхнепротерозойских, живетских и ланских отложениях.

Верхнепротерозойский резервуар. Флюидоупором являются породы эйфельского яруса среднего девона мощностью от 120 м на северо-западе до 20 м на юго-востоке, представленные мергелями, глинами, доломитами, известняками и ангидритами.

Живетский резервуар содержит три пласта коллекторов в полоцком горизонте, которые рассматриваются в качестве самостоятельных резервуаров.

Нижний резервуар представлен песчаниками и алевролитами и перекрыт пластами глин с прослоями алевролитов, которые служат флюидоупором.

По пористости, эффективной мощности и качеству флюидоупоров выделяются пять классов резервуаров, при этом изучено их распространение по площади прогиба.

Ланский резервуар включает базальные песчаники (проницаемая часть) и покрывающие их глины с прослоями мергелей, глинистых доломитов, известняков и алевролитов ланского и низов саргаевского горизонтов (флюидоупор). Мощность флюидоупора изменяется от 15 до 58 м.

Анализ качества проницаемой части резервуара и флюидоупора позволил выделить флюдоупоры первых четырех классов и районировать территорию по распространению флюидоупоров разных классов. На большей части территории распространен IV класс резервуаров.

Резервуары подсолевого карбонатного нефтеносного комплекса содержат коллекторы в основном в саргаевском, семилукском и воронежском горизонтах. Региональным флюидоупором служит нижняя соленосная толща, зональными и локальными флюидоупорами могут быть отложения речицкого и евлановского горизонтов.

Флюидоупор подсолевого карбонатного резервуара относится ко II классу. Резервуар при пористости коллекторов 5‑10% среднего качества (III класса), при пористости 3‑5% ‑ низкого качества (IV класса), в зонах отсутствия коллекторов качество резервуара низшее (V класса).

Резервуары межсолевого карбонатного нефтеносного комплекса содержат коллекторы в основном в задонском и елецком горизонтах. Региональным флюидоупором для всего комплекса служит верхняя соленосная толща. Для отдельных резервуаров внутри комплекса зональными флюидоупорами являются верхи задонского горизонта (тремлянские и вишанские слои) и петриковский горизонт.

Резервуары верхней соленосной толщи распространены в галитовой субформации в северной и южной частях прогиба. Они приурочены к базальным частям семи ритомопачек, которые выделяются в разрезе субформации.