4. Природные резервуары нефти и газа

Под природным резервуаром понимается группа гидродинамически связанных проницаемых пластов внутри нефтегазоносносного комплекса (проницаемая часть резервуара) и перекрывающий их флюидоупор (покрышка).

Характеристика природных резервуаров Припятского прогиба дана ниже по данным И. А. Слободянюка (1997). По характеру вертикального распределения пород-коллекторов резервауры подразделены им на двухслойные (флюидоупор экранирует коллектор непосредственно) и трехслойные (между коллектором и флюидоупором залегает ложная покрышка), по площади распространения резервуары и флюидоупоры делятся на региональные, субрегиональные, зональные и локальные, по качеству флюидоупоры, проницаемая часть резервуаров и резервуары в целом делятся на классы (табл. 20, 21, 22).

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

Класс	Качество флюидоупора	Вещественный состав	Содержание фракции круп-нее 0,01 мм,%	Содержание песчано-алевролитовых прос-лоев, карбонатных коллекторов,%
I	Высшее	Соль, сульфаты, глины, и аргил-литоподобные глины монтморил-лонитовые, монтмориллонит-гидро-слюдистые	Менее 5	Менее 10
II	Высокое	Глины и аргилитоподобные глины тонко-среднедисперсные, гидро-слюдистые	5‑10	10‑15
III	Среднее	Глины с песчано-алевролитовыми прослоями, мергели, карбонаты глинистые	Более 10	15‑25
IV	Низкое	Аргиллиты, мергели песчанистые, алевролиты тонкозернистые, доло-миты и известняки микрозернистые		Более 25

Таблица 21. Классификация проницаемых частей резервуаров по емкостно-фильтрационным свойствам

Класс	Качество	Пористость, %		Проницаемость мД
		песчаники	карбонаты
1	Высшее	Более 20	Более 15	Более 500
2	Высокое	15‑20	10‑15	100‑500
3	Среднее	10‑15	5‑10	50‑100
4	Низкое	7‑10	3‑5	10‑50
5	Низшее	Менее 7	Менее 3	Менее 10

Таблица 22. Классификация резервуаров по сочетанию качества флюидоупров и колллекторов

Качество резервуара	Класс
	резервуара	флюидоупора	проницаемой части
Высшее	I	1	1,2
Высокое	II	2	3
Среднее	III	3	1,2,3
Низкое	IV	4	1,2,3,4
Низшее	V	1,2,3 1,2,3,4	4 5

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

Верхнепротерозойский резервуар включает верхнепротерозойские отложения как единую проницаемую часть резервуара мощностью от 430‑450 м на западе до 20‑30 м на востоке на Речицкой площади. 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. В разрезе пинской свиты белорусской серии среднего рифея выделяются пачки средне-и крупнозернистых песчаников мощностью до 20 м и более с высокими емкостными свойствами: пористость изменяется от 12‑14 до 22‑25%. По емкостным и фильтрационным свойствам проницаемая часть резервуара относится к 1‑му и 2‑му классам. Флюидоупор по экранирующим свойствам отнесен к 3‑му классу, а весь верхнепротерозойский резервуар считается средним по качеству и относится к 3‑му классу.

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. Песчаники и алевролиты кварцевые и полевошпатово-кварцевые, мелко и среднезернистые с глинистым, глинисто-железистым, глинисто-доломитовым, глинисто-ангидритовыми цементом. Мощность пласта коллектора изменяется от 11 до 85 м, а мощность покрывающего флюидоупора ‑ от 7 до 115 м. Пористость коллекторов изменяется в широких пределах и на большей части прогиба равна 10‑15%, но на отдельных участках возрастает до 30%.

Второй живетский резервуар развит преимущественно на севере прогиба, в центре и на юге он встречается только на отдельных участках, на остальной территории его мощность сокращается до 5 м и менее и он входит в состав флюидоупора. Мощность проницаемой части изменяется от 5 до 20 м, а покрывающего флюидоупора – от 10 до 49 м. Пористость равна 15‑20%.

Третий живетский резервуар в верхней части полоцкого горизонта представлен терригенным коллектором мощностью от 5 до 36 м и покрывающим флюидоупором мощностью 5‑37 м. Пористость коллекторов равна 15‑20%.

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). Проницаемая часть резервуара имеет мощность от 18 до 58 м и представлена песчаниками, реже алевролитами кварцевыми, слюдисто-кварцевыми и полевошпатово-кварцевыми с гидрослюдистым, карбонатным, сульфатным и гематитовым цементом порового, сгусткового, контактового и регенерационного типа. Пористость коллекторов 20‑25%. 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.

В подсолевом терригенном нефтеносном комплексе резервуары наиболее высокого качества тяготеют к западной части прогиба и к сводам приразломных поднятий.

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.

Коллекторы проницаемой части резервуара почти провсеместно представлены пористо-кавернозными вторичными доломитами и доломитизированными известняками. Размеры каверн изменяются от нескольких миллиметров до 3‑4 см в диаметре. Каверны полые или выполнены сульфатным материалом. Пористость коллекторов изменяется от 5 до 12% в северной, от 4,5 до 10% в средней и от 4 до 5% в южной части прогиба. 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). Распространение коллекторов, флюидоупоров и резервуаров разного качества по территории Припятского прогиба показано на рис. 68. Как видно на схеме качества подсолевого карбонатного резервуара резервуары наиболее высокого качества тяготеют к сводам приразломных поднятий в поднятых частях ступеней, в зонах приразломных опусканий развиты резервуары низшего 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.

В зависимости от литологического состава межсолевых отложений в этом комплексе выделяются карбонатный разрез в северной, карбонатно-глинистый – в центральной, карбонатно-терригенный – в южной и вулканогенно-карбонатный разрез в восточной части прогиба. Они отличаются типами коллекторов и флюидоупоров и их распространением в разрезе и по площади.

В карбонатном разрезе северной части прогиба выделяются задонский и елецко-петриковский резервуары. Флюидоупором первого являются отложения пачки М₅ (тремлянские и вишанские слои), второго – верхняя соленосная толща.

В задонском резервуаре коллекторы приурочены в основном к пачке М₄ (тонежские слои), иногда выделяются в пачке М₂ (кузьмичевские слои). Они приурочены к сводам поднятий в поднятых приразломных частях ступеней, которые были участками органогенного осадконакопления. Коллекторы представлены известняками биогенными и биоморфными, зоогенными и фитогенными (водорослево-брахиоподовыми, брахиоподово-остракодовыми, мшанково-онколитовыми, криноидно-строматолитовыми и др.) и вторичными доломитами. Они кавернозно-пористые и трещиноватые и обладают хорошими емкостными и фильтрационными свойствами: пористость 5‑10%, иногда до 12%, проницаемость 50‑100 мД, что позволяет отнести проницаемую часть разреза к III классу. На склонах ступеней уменьшается количество и мощность пластов-коллекторов, ухудшаются их емкостные и фильтрационные свойства, либо коллекторы вообще отсутствуют.

Флюидоупором задонского резервуара являются отложения ритмопачки М₅ . Это зональный и локальный флюидоупор. Его мощность (18‑128 м) и состав невыдержаны. Он сложен мергелями и глинистыми известняками, но в сводах многих поднятий представлен только известняками и доломитами и не может служить флюидоупором. Доказательством того, что в ряде случаев он служит флюидоупром, является открытие залежей нефти в задонском резервуаре на Северо-Домановичской, Северо-Чистолужской и Людвиновской площадях, где вышележащие елецко-петриковские отложения обводнены.

Елецко-петриковский резервуар в северной части прогиба включает проницаемую часть в объеме елецкого и низов петриковского горизонта, ложную покрышку в объеме глинисто-мергельных отложений петриковского горизонта мощностью от 5 м в сводах поднятий до 100 м на склонах ступеней, и флюидоупор, которым служит верхняя соленосная толща.

В сводах конседиментационных поднятий проницаемая часть резервуара представлена вторичными кавернозно-пористыми доломитами и органогенно-детритовыми известняками с прослоями глинистых известняков и мергелей. Пористость коллекторов обычно не превышает 5%, но их качество не выдержано и изменяется от высшего (Осташковичское, Боровиковское поднятия) до среднего (большая часть Борисовско-Дроздовской, Глуской, Березинской и Речицко-Вишанской зон поднятий) и низкого в погруженных частях ступеней, где преобладают глинистые известняки и мергели.

В южной части прогиба выделяются кузьмичевский, играевский, вишанский и елецко-петриковский резервуары. Их проницаемые части представлены пластами песчаников мощностью от 6 до 50 м с открытой пористостью 12‑14, иногда до 27% и газопроницаемостью более 100, иногда до 200‑260 мД. Однако мощность песчаных пластов-коллекторов изменяется и в более широких пределах от полного отсутствия до 200 м и более, при чем их мощность возрастает к югу. Флюидоупоры мощностью до 60‑75 м и более сложены преимущественно глинами, мергелями и глинистыми известняками.

На большей части центральной части прогиба пласты коллекторов в межсолевых отложениях отсутствуют.

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.

В северной части прогиба в разрезе галитовой субформации выделяются боричевский, кореневский, тишковский и шатилковский локальные и зональные резервуары.

Боричевский резервуар развит в основании галитовой субформации в сводах и присводовых частях конседиментационных поднятий. На северном склоне Речицко-Вишанской зоны поднятий он образует линзовидное тело субширотного простирания шириной 2‑6 км и мощностью от 10 до 150 м. Верхняя и нижняя части резервуара сложены ангидритами, средняя – органогенными строматолитовыми кавернозно-пористо-трещиноватыми известняками и вторичными доломитами. Мощность карбонатного пласта не превышает 20 м, коллектора – 7 м. Он содержит залежи нефти на Полесской, Давыдовской и Хуторской площадях.

Кореневский резервуар мощностью от 30 до 110 м развит в нижней части галитовой субформации и отделен от межсолевых отложений пластом каменной соли. Он распространен в пределах Червонослободского вала и преставлен органогенными (водорослевыми строматолитовыми и онколитовыми) известняками с пористостью от 5 до 9%, мергелями и ангидритами. В нем выявлены залежи нефти на Северо-Домановичской и Северо-Чистолужской площадях.

Тишковский резервуар тяготеет к верхней части галитовой субформации и развит вдоль Речицко-Вишанского вала. Его мощность обычно не превышает первых десятков метров, он сложен мергелями, глинистыми известняками и ангидритами и коллектора в нем отсутствуют. В пределах палеоподнятий его мощность возрастает до 130 м, в нем появляются органогенные постройки, сложенные пористыми и кавернозными известняками и вторичными доломитами с пористостью 8‑9%. Обычно он имеет трехчленное строение: нижняя и верхняя части сложены карбонатными породами, средняя – сульфатами и галитом. В нем открыты залежи нефти на Осташковичском, Елизаровском, Западно-Тишковском и Дубровском месторождениях.

Выше по разрезу галитовой субформации на обширной территории прослеживается шатилковский пласт мощностью от 3 до 130 м с глинисто-карбонатными породами в кровле и подошве и ангидритами в средней части. Проницаемая часть резервуара развита локально, приурочена к участкам увеличенной мощности и органогенным постройкам. Пористость коллекторов не превышает 7%. В этом резервуаре установлена только небольшая залежь нефти на Шатилковской площади.

Резервуары надсолевого возможно нефтегазоносносно комплекса слабо изучены, поскольку в них нет залежей нефти и газа. В надсолевых девонских, каменноугольных и пермских отложениях широко развиты песчаные пласты коллекторов с хорошими емкостно-фильтрационными свойствами. Их пористость достигает 30‑35%, проницаемость 2,0‑2,5 дарси. Флюидоупоры в основном локальные и зональные. Пласты коллекторов на склонах поднятий обычно выходят под размыв и не имеют в их головных частях надежных флюидоупоров, что не благоприятствовало сохранению в них возможных залежей нефти и газа.