PT - JOURNAL ARTICLE
AU - Губин, В. Н.
AU - Архипенко, Т. В.
TI - Космоструктурное картирование Припятского нефтегазоносного бассейна
DP - 2023-04-11
SO - https://rep.herzen.spb.ru/publication/938
AB - Введение Дистанционное зондирование Земли (ДЗЗ) из космоса является современной технологией в комплексе геологоразведочных работ при поисках месторождений нефти в осадочных бассейнах древних платформ. В результате структурно-тектонической интерпретации космических снимков (КС) в совокупности с геолого-геофизическими данными осуществляется космоструктурное картирование с целью прогнозирования нефтеперспективных структур и залежей нефти [1, 2]. Объекты и методы исследования Регион исследования - Припятский нефтегазоносный бассейн. Методы ДЗЗ приобретают особую актуальность при поисках нефти в Припятском нефтегазоносном бассейне (НГБ), расположенном в одноименном прогибе на западе Восточно-Европейской платформы. К настоящему времени здесь открыто 90 месторождений нефти, в том числе 2 нефтегазоконденсатных. Годовая добыча углеводородов (УВ) составляет порядка 1,7 млн. т. Космоструктурное картирование в пределах Припятского НГБ позволяет выявить нефтеперспективные участки для проведения дальнейших нефтепоисковых работ и тем самым способствует открытию новых промышленных месторождений нефти. Результаты На основе структурно-тектонического анализа данных ДЗЗ из космоса и геолого-геофизической информации достигается возможность выявления активных на неотектоническом этапе (от позднего олигоцена, около 30 млн. лет назад, до настоящего времени) разломов и кольцевых структур земной коры с целью прогноза зональных и локальных объектов нефтегазонакопления в 92 верхнедевонской толще осадочного чехла. Создание космоструктурных моделей 2D отдельных площадей НГБ позволяет выявить перспективные объекты для целенаправленной постановки сейсморазведочных и буровых работ на нефть. Ведущими космоструктурными критериями нефтегазоносности Припятского НГБ, установленными в результате комплексной интерпретации космической и геолого-геофизической информации, являются: 1) отражение структурных форм нефтеносных комплексов платформенного чехла, зон разуплотнения кристаллического фундамента и проницаемых каналов миграции глубинных УВ в новейшем структурном плане и на КС в виде систем линеаментов и кольцевых структур; 2) выраженность линейных и кольцевых структур в сейсмических горизонтах нефтеносных комплексов; 3) увеличение теплового потока и градиента температур в линеаментных зонах и в пределах кольцевых структур; 4) приуроченность к зонам линеаментов и кольцевым структурам максимальных амплитуд неотектонических деформаций и высоких значений современных вертикальных движений земной коры, а также гляциотектонических дислокаций, образованных плейстоценовыми ледниковыми покровами. В результате космоструктурного картирования Припятского НГБ установлены системы линеаментов регионального и суперрегионального рангов, являющиеся индикаторами проявлений на земной поверхности разломов мантийного заложения, которые контролируют распределение как известных зон нефтегазонакопления, так и перспективных на залежи УВ участки. В Северном структурном ареале Припятского НГБ на КС уверенно дешифрируется региональный линеамент субширотного простирания, отражающий новейшую активизацию Речицко-Вишанского глубинного разлома, с которым сопряжена одноименная зона нефтегазонакопления. Рассматриваемая зона включает Вишанское, Осташковичское, Речицкое и другие промышленные месторождения нефти [3-5]. К Северо-Припятскому мантийному разлому, выраженному на КС в виде суперрегионального линеамента, приурочена Судовицко-Березинская зона нефтегазонакопления, включающая Судовицкое, Прохоровское, Березинское, Восточно-Березинское, Отрубовское и Геологическое месторождения. Линеаменты регионального и суперрегионального рангов обнаруживают также связь с зонами потенциального нефтегазонакопления, в пределах которых в перспективе необходимо провести геологоразведочные работы на нефть. В Припятском НГБ к неотектонически активным разломам и зонам нефтегазонакопления тяготеют локальные кольцевые структуры тектоногенной природы диаметром от 2-3 до 15 км. Дешифрируемые на КС кольцевые объекты обнаруживают связь с блоковыми, блоково-пликативными и пликативными структурными формами нефтеносных комплексов, определяющими тектонически и литологически экранированные залежи УВ. Рассматриваемые структуры осадочного чехла, активно развивавшиеся в позднем девоне - карбоне, проявились также на новейшем этапе эволюции Припятского НГБ и тем самым контролировали процессы формирования земной поверхности, оказав влияние на размещение, прежде всего, гидрографической сети. Кольцевые структуры нередко осложнены системами локальных линеаментов с высокой 93 плотностью их распределения по площади, что свидетельствует о повышенной трещиноватости отдельных участков нефтеносных структурных форм, особенно прилегающих к мантийным суперрегиональным и региональным разломам. Оперяющие глубинные разломы системы трещин способствовали формированию тектонически экранированных пластовых залежей нефти в осадочном чехле и создают благоприятные условия для вертикальной миграции УВ-флюидов из верхней мантии [2, 5]. В Северном структурном ареале Припятского НГБ при космоструктурном картировании Судовицко-Березинской зоны нефтегазонакопления, примыкающей к Северо-Припятскому и Глусско-Березинскому разломам мантийного заложения, выявлены локальные кольцевые структуры, контролирующие тектонически и литологически экранированные залежи УВ. На площади Геологического месторождения нефти оконтурена кольцевая структура, выраженная на земной поверхности в виде изометрично ориентированных мезо- и микроформ рельефа долины реки Березины, образующих на КС системы дугообразных линеаментов, как видно на рисунке 1. 1 - дугообразные линеаменты кольцевой структуры, 2 - линеаменты, отражающие разрывные дислокации и зоны трещиноватости осадочного чехла Рис. 1. Кольцевая структура, расположенная на площади Геологического месторождения нефти. По данным сейсмического зондирования и бурения скважин плановое расположение локальной кольцевой структуры согласуется с Центральным блоком Геологического месторождения нефти, динамически выраженным в 94 сейсмогоризонтах по кровле и подошве межсолевого комплекса (2D и 2Dп) верхнедевонских отложений. Кольцевая структура отчетливо прослеживается по поверхности верхнесоленосной глинисто-галитовой толщи верхнего девона (сейсмогоризонт I), имеющей пликативный характер. В пределах Центрального блока промышленная нефтеносность межсолевого комплекса доказана по материалам разведочного бурения. Тектонически экранированная нефтяная залежь выявлена в петриковском горизонте межсолевого комплекса верхнедевонских отложений. Выводы Данные ДЗЗ совместно с геолого-геофизической информацией повышают эффективность нефтепоисковых работ в Припятском НГБ, где большое внимание уделяется прогнозированию зональных и локальных объектов нефтегазонакопления и выявлению новых промышленных месторождений нефти. Ведущими космоструктурными критериями выделения нефтеперспективных структур и залежей УВ являются дешифрируемые на КС линеаменты и кольцевые структуры. Они обнаруживают связь с зонами нефтегазонакопления, структурными формами нефтеносных комплексов осадочного чехла и потенциальными нефтегазоносными объектами. При прогнозе нефтегазоносносности Припятского НГБ на основе космоструктурных критериев следует учитывать новейшую активизацию разломов и кольцевых структур, определяющую повышенную проницаемость земной коры для вертикальной миграции мантийных УВ-флюидов и формирования залежей нефти. В современной технологии поисков нефти на основе ДЗЗ необходимо уделить внимание созданию электронной базы геоданных, включающей комплекс космоструктурных критериев нефтегазоносности и методику прогноза нефтеперспективных участков с использованием программной обработки КС и геолого-геофизических материалов.