10. Потенциальные ресурсы и перспективы их освоения.

Согласно количественной оценке перспектив нефтегазоносности Припятского прогиба по состоянию на 01.01.1988 г (Микуцкий и др. 1997) извлекаемые начальные суммарные ресурсы (НСР) нефти оценены в 362,1 млн т, в том числе накопленная добыча – 78,9 млн т (21,8% от НСР), запасы категорий А+В+С₁ – 80,8 млн т (22,3% от НСР), С₂ месторождений – 10,6 млн т (2,9%) С₃ – 22,7 млн т (6,3%) и прогнозные Д₁ – 91,9 млн т (25,4%) и Д₂ – 77,2 млн т (21,3% от НСР). Начальные суммарные ресурсы растворенного газа оцениваются в 40,7 млрд м³. Неразведанные извлекаемые ресурсы нефти в объеме 191,9 млн т распределяются по комплексам следующим образом: верхнесоленосный комплекс – 22,1 млн т (11,5%), межсолевой комплекс – 69,8 млн т (36,4%), подсолевой карбонатный комплекс – 79 млн т (41,2%) и подсолевой терригенный комплекс – 21 млн т (10,9%).

По состоянию на 01.01.2002 г добыто 104 млн т. Открыто 64 месторождения нефти, включающих 185 залежей. Потенциальные ресурсы разведаны на 47,7%. Объем текущих разведанных запасов составляет 63,6 млн т, 44,5% из них относятся к классу трудноизвлекаемых. Компенсация годовой добычи приростами запасов в последние пять лет лежит в пределах от 44 до 90%, что ведет к постепенному уменьшению объема промышленных запасов и особенно той их части, которая относится к активным запасам. По состоянию на 01.01 2002 г в разработке находились 46 месторождений, в разведке – 5, в консервации –13. Наиболее крупные Осташковичское, Речицкое, Вишанское, Южно-Сосновское, Южно-Осташковичское месторождения обводнены на 56‑85%, их извлекаемые запасы выработаны на 68‑86%. Прогнозируется, что в разработке до 2010 г будет находится 61‑64 месторождения нефти, включающих 116‑117 залежей. За период с 2002 по 2010 года произойдет падение добычи нефти с 1840,5 до 1580 млн т (Бескопыльный, 2003).

Опыт геологоразведочных работ на нефть и газ показывает, что в начальный период открываются наиболее крупные месторождения, и по мере освоения начальных ресурсов оставшиеся запасы связаны с залежами меньших размеров. Расчет показывает, что неразведанных залежей (по распределению Парето) в Припятской нефтегазоносной области осталось 618 против известных 185. Это в основном залежи с запасами до 1 млн т, в том числе 518 с запасами менее 0,3 млн т и суммарными извлекаемыми ресурсами 57,364 млн т. Остальные 100 залежей с запасами более 0,3 млн т и среди них 27 залежей с запасами более 1 млн т должны быть основными объектами поисковых работ (Микуцкий и др., 1997).

Главными задачами геологоразведочных работ на нефть в Припятском прогибе можно считать следующие: 1) поиски новых месторождений в пределах известных промышленных и перспективных зон нефтенакопления; 2) разведка и доразведка открытых и вновь открываемых месторождений; 3) выявление новых зон нефтегазонакопления и нетрадиционных типов залежей нефти и газа, оценка перспективных территорий (Внутренний грабен, Лоевская седловина, Северо-Припятское плечо), где месторождения еще не открыты (Познякевич и др., 2002).

Основные перспективы открытий и в дальнейшем связываются с Северным нефтегазоносным районом в пределах Северной зоны ступеней, где сосредоточено 76% оставшихся неразведанных ресурсов, а плотность миграционных битумоидов изменяется от 21 тыс. до 640 тыс. т/км² в подсолевых отложениях и от 106 тыс. до 1629 тыс.т/км² – в межсолевых. Перспективы здесь связаны как с поисками новых месторождений и залежей в пределах установленных зон нефтегазонакопления, так и с доразведкой ранее открытых залежей. Открытие в пределах этих зон в последние годы Южно-Вишанского, Ново-Давыдовского, Восточно-Березинского, Западно-Славаньского, Новодроздовского и других месторождений показывает, что перспективы этих зон далеко не исчерпаны. Разведка и доразведка ранее открытых в этих зонах залежей также дает ощутимые приросты запасов за счет уточнения их строения, размеров и подсчетных параметров. Достаточно сказать, что ПО “Белоруснефть” с 1986 по 1996 г на уже известных месторождениях открыло 14 новых залежей, а прирост запасов категории С₁ составил на них 4813 тыс. т, что сопоставимо с запасами открытых за это время 12 новых месторождений (5511 тыс. т по категории С₁).

Основными объектами здесь остаются структурные ловушки дизъюнктивного, литологического и стратиграфического экранирования в поднятых и опущенных по разломам частях зон нефтегазонакопления в подсолевом, межсолевом и верхнесоленосном комплексах. Интерес представляют также промежуточные блоки в зонах региональных разломов и литологически и тектонически ограниченные ловушки в линзах и блоках внутрисолевых горизонтов галитовой субформации. Это направление представлено четырьмя зонами нефтегазонакопления, поисковое значение которых уменьшается в следующем порядке: Речицко-Вишанская, Малодушинская, Червонослободская и Судовицко-Березинская. Вторую группу объектов представляют ловушки на склонах Речицко-Шатилковской и Червоносло-бодско-Малодушинской ступеней, как в пределах Оземлинско-Певомайской и Александровско-Березинской зон нефтенакопления, так и в пределах отдельных локальных блоков, ограниченных малоамплитудными сбросами. Здесь помимо тектонически экранированных могут быть и литологически экранированные и ограниченные ловушки, прежде всего в межсолевом комплексе, связанные с локальными органогенными постройками.

Вторым по перспективности направлением в Припятском прогибе являются поисково-разведочные работы в Южном нефтеперспективном районе в пределах Внутреннего грабена, где перспективны подсолевые карбонатные и терригенные, межсолевые и верхнесоленосные отложения. В северной части Внутреннего грабена основные перспективы нефтегазоносности связаны с тектонически экранированными ловушками в подсолевых отложениях Комаровичско-Савичской и Заречинско-Дудичской прогнозируемых зон нефтегазонакопления, а также ряда внезональных поднятий. В южной части Внутреннего грабена в пределах Выступовичской и Ново-Рудненской предполагаемых зон нефтенакопления основные перспективы нефтеносности связываются с тектонически экранированными ловушками в пределах отдельных блоков в подсолевом комплексе, где плотность миграционных битумоидов изменяется от 81 до 214 тыс. т/км², и с тектонически и литологически экранированными ловушками в межсолевом комплексе, в котором плотность миграционных битумоидов еще выше (118‑2000 тыс. т/км²). Здесь литологически ограниченные ловушки и залежи могут быть связаны с терригенными телами авандельт и баров в межсолевых и верхнесоленосных отложениях, выявление и картирование которых требует постановки комплексных геофизических работ и глубокого бурения. В центральных районах Внутреннего грабена с относительно низкими плотностями потенциальных ресурсов перспективы нефтеносности могут быть связаны с тектонически экранированными ловушками в пределах отдельных блоков подсолевого комплекса в Копаткевичской, Шестовичской, Сколодинской, Скрыгаловско-Мозырской и Буйновичско-Наровлянской предполагаемых зонах нефтенакопления. В межсолевых депрессионных отложениях центральных районов прогиба некоторые перспективы нефтеносности могут быть связаны с коллекторами трещинного типа в зонах разломов и на соляных поднятиях нижней соленосной толщи.

В качестве дополнительных нефтегазоносных комплексов заслуживают внимания рифейские и вендские терригенные отложения, кора выветривания фундамента и зоны разуплотнения внутри фундамента, контактирующие по разломам с осадочными породами чехла. Вопрос о перспективах нефтегазоносности надсолевых девонских и каменноугольных отложений также окончательно не снят с повестки дня, хотя их перспективы в Припятском прогибе не велики, так как они не вступали в главную зону нефтеобразования и не реализовали свой нефтематеринский потенциал, а от нефтеносных межсолевых и подсолевых отложений надежно экранированы мощными соленосными толщами и, следовательно, не имеют источников углеводородов.

В качестве новых перспективных территорий рассматриваются Север-Припятское плечо и Лоевская седловина, где некоторый интерес может представлять нижняя часть чехла, отвечающая подсолевым отложениям прогиба, и, возможно, породы фундамента.