Нефтегазоносность Припятской впадины

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Почему разделяем нефтегазоносность Припятской впадины от Днепрово-Донецкой впадины? Их в советское время объединяли в единую Днепрово-Припятскую нефтегазоносную провинцию.



ДНЕПРОВСКО-ПРИПЯТСКАЯ ГАЗОНЕФТЕНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — расположена на территории БССР (Гомельская, Могилёвская, Минская области), УССР (Черниговская, Полтавская, Харьковская, Сумская, Днепропетровская и Ворошиловградская области), РСФСР (Ростовская область). Объединяет Днепровско-Донецкую газонефтеносную и Припятскую нефтеносную области, которые включают 3 нефтеносных, 3 газонефтеносных и 3 газоносных района. Площадь 100 тысяч км2. Наиболее значительные месторождения: Шебелинское, Западно-Крестищенское, Ефремовское, Яблуновское (газоконденсатные); Глинско-Розбышевское, Гнединцевское (нефте-газоконденсатные); Ляляковское, Осташковичское, Речицкое (нефтяные). Первое месторождение нефти открыто в 1936. Планомерные поисково-разведочные работы развернулись в 1947, в 1950 выявлено первое газовое месторождение. К 1982 открыто свыше 146 месторождений.

Географически провинция приурочена к Полесской и Приднепровской низменностям, расположена в бассейне реки Днепр. Широко развита сеть автомагистралей и железных дорог. Транспорт нефти и газа осуществляется по системе трубопроводов в промышленные районы Европейской части СССР. Основные центры по разведке и добыче нефти и газа — Харьков, Полтава, Чернигов, Гомель, Прилуки, Балаклея.

Тектонически провинция приурочена к Припятско-Днепровскому грабену и северным окраинам Донбасса, в пределах которых на докембрийском основании развита толща палеозойских, мезозойских и кайнозойских пород. Мощность осадочного чехла в наиболее погруженной юго-восточной части грабена 16-18 км. Разрез сложен эффузивными, соленосно-терригенными и соленосно-карбонатными отложениями девона, угленосно-карбонатно-терригенными породами карбона, красноцветно-терригенными и галогенными породами перми, терригенно-карбонатными отложениями мезозой-кайнозоя. В разрезе насчитывается три толщи соли, самая нижняя из них, франская, образует структуры течения. В регионе выявлено свыше 600 локальных структур, большинство из которых осложнены соляными диапирами и дизъюнктивными нарушениями. Основные нефтегазоносные комплексы связаны с палеозойскими отложениями. Продуктивные горизонты выявлены на глубинах от 0,4 до 6,1 км. Залежи пластовые сводовые, литологически и тектонически ограниченные, а также массивные. Нефти преимущественно лёгкие (800-820 кг/м3), малосернистые, малосмолистые, парафинистые. Свободные газы содержат 80-95% метана, 4-19% тяжёлых углеводородов, от 10 до 300 г/м3 и более конденсата. См. карту.
Источник: http://www.mining-enc.ru/d/dneprovsko-pripyatskaya-gazoneftenosnaya-provinciya/

Времена другие, политика прошла катком и по геологии: разделенные искусственными государственными границами, ранее единое этно-геологическое пространство развивается автономно, а что более прискорбно изолированно. Нам геологам уже не объединить эти составные единой нефтегазоносной провинции в своих изысканиях и мыслительных процессах. Хотя, кто знает..., время так перемечиво, подождем.

А пока будем излагать и дискутировать материалы в соседних, но разных темах.

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Припятский прогиб
Источник: http://ngpedia.ru/id327779p1.html

Припятский прогиб отделяется Черниговским выступом фундамента. [1]

Припятский прогиб выполнен мощной (до 6 2 км) толщей осадочных и вулканогенно-осадочных образований. Платформенный чехол залегает на кристаллическом фундаменте архейско-нижнепротерозой-ского возраста. [2]

Припятского прогиба весьма сложная и подразделяется на ряд впадин и выступов, достаточно четко выделяемых и прослеживаемых геофизическими методами. [3]

Припятского прогиба необходимо сделать некоторые уточнения. [4]

Припятском прогибе, и отличается лишь уменьшением количества неустойчивых, легко разрушающихся минералов в юго-восточной части впадины. На основании этих предпосылок и намечается палеорека, дельту которой еще необходимо уточнить и изучить при дальнейшем разбуривании площади ее распространения. [5]

В Припятском прогибе выделяют Северную, Центральную и Южную структурно-тектонические зоны. В подсолевых отложениях Северной и Южной зон выделяются линейно вытянутые протяженные ( до 150 км) тектонические ступени, осложненные блоками и приразломными поднятиями. Для Центральной зоны характерны тектонические ступени меньшей длины, изометрическая форма блоковых структур подсолевого этажа и более сглаженные очертания соляных тел и надсолевых поднятий. [6]

В Припятском прогибе на больших глубинах наибольший интерес как коллекторы нефти и газа представляют подсолевые средне - и верхнедевонские и межсолевые верхнедевонские отложения. Прямые определения коллекторских параметров показывают, что на глубине более 4 км песчаники и алевролиты обладают удовлетворительными промышленными значениями пористости и проницаемости. [7]

В Припятском прогибе в разрезе осадочных отложений распространены две мощные соленосные толщи. [8]

В разрезе Припятского прогиба выделяют три структурных этажа: нижний, верхнепротерозойско-нижнефаменский, образует ряд тектонических ступеней, выступов-горстов и разделяющих их грабен-синклиналей; средний этаж, верхнефаменско-каменно-угольный, характеризуется развитием линейных соляных поднятий и куполов, объединяющихся в валы, разделенные депрессиями; верхний этаж, пермско - мезокайнозойский, отличается от предыдущих выполаживанием и сглаживанием структурных форм вверх по разрезу. [9]

Рис. Припятская нефтегазоносная область ( СП. Максимов и др.,  1987 - a  -  карта размещения месторождений нефти. б  -  геологический профиль по линии I  -  Г. F.   Припятская нефтегазоносная область ( СП. Максимов и др., 1987 - a - карта размещения месторождений нефти. б - геологический профиль по линии I - Г. F.
Структурные зоны Припятского прогиба: А - Северная, Б - Центральная, В - Южная. Зонынефтегазонакопления ( валы, ступени) - 1 - Север ная прибортовая, II - Чернинско-Первомайская, III - Дубровско-Алек - сандровская, IV - Речицко-Вишанская, V - Малодушинская VI - Са-вичско - Заречинская. [10]

Надсолевые отложения Припятского прогиба, мощность которых колеблется в пределах 500 - 2800 м, представлены вязкопластич-ными породами с чередованием плотных песчаников и мергелей мезозойского и палеозойского возрастов, перемежаемость особенно возрастает в нижней части надсолевых отложений. Частая перемежаемость различных по буримости пород и большие углы падения пластов ( 20 - 70) способствуют искривлению скважин при роторном и турбинном способах бурения, а наличие в разрезе мощных пластов вязкопластичных глин значительно ухудшает показатели работы и долот. В этих отложениях предприятиями объединения Белоруснефть и треста Белнефтегазразвед-ка ежегодно бурится до 50 тыс. м, что составляет около четверти общей проходки по объединению и тресту. [11]

Нефтяные месторождения Припятского прогиба представляют собой солянокупольные структуры, характеризующиеся сложностью геологического строения из-за наличия различных тектонических нарушений как по разрезу, так и по площади. Даже в пределах одного месторождения мощности, глубины залегания, буримость пород, углы падения пластов, отдельных стратиграфических подразделений колеблются в широких пределах. В этих условиях отработка долот по любой из общепринятых методик не дает качественного результата. До настоящего времени в Белоруссии не выработаны единые методики ни проектирования, ни нормирования технических показателей проводки скважин. Закладываемые в геолого-технический наряд и нормативную карту показатели работы долот часто значительно отличаются от фактических, что приводит к затруднениям как в оплате труда буровой бригады и оперативном планировании объемов буровых работ, так и в проектировании оптимальных параметров режима бурения. [12]

Основные черты тектоники Припятского прогиба во многом определяются наличием многочисленных разрывных нарушений, секущих кристаллический фундамент и нижнюю часть осадочного чехла. Ло-евский субмеридиональный и Северный краевой разломы - глубинные, остальные - предположительно коровые. Дизъюнктивные нарушения обычно затухают в верхней соленосной толще. Возникновение разрывов в надсолевой части разреза обусловлено чаще всего процессами гало-кинеза. Малодушинско-Червонослободский и Буйновичско-Наровлян - ский субрегиональные разломы делят Припятский прогиб на три структурно-тектонические зоны: Северную, Центральную и Южную. [13]

В северной части Припятского прогиба распространены ангидритовые и карбонатные породы, в южной, кроме указанных, - песчано-алевролитовые. [14].

Рис. ИК-спектры нефракционированных нефтей из отложений верхнего девона Припятского прогиба.

Генетическая типизация нефтей Припятского прогиба показала, что нефти, залегающие в однородной по фациально-литологическому облику толще пород с одним типом ОВ, могут иметь генетические различия. [1]

Территория Днепровско-Доиецкой впадины и Припятского прогиба в структурном отношении представляет собой сложный грабен, выполненный палеозойскими и мезо-кайпозойскими отложениями. [2]

Исследование структуры геотермических полей Припятского прогиба / / Докл. [3]

Территория Днепровско-Донецкой впадины и Припятского прогиба в структурном отношении представляет собой сложный грабен, выполненный палеозойскими и мезо-кайнозойскими отложениями. [4]

Нефть девона известна в Припятском прогибе Белоруссии и отсутствует в каких-либо вышележащих пли подстилающих девон отложениях. Наконец, нефтеносность наблюдается в угленосных отложениях нижнего карбона на западном крыле Московской снноклизы. [5]

Нефть девона известна в Припятском прогибе Белоруссии и отсутствует в каких-либо вышележащих или подстилающих девон отложениях. Наконец, нефтеносность наблюдается в угленосных отложениях нижнего карбона на западном крыле Московской синеклизы. [6]

В северо-западной части впадины ( Припятский прогиб) осадочный разрез имеет мощность до 5500 м [16], однако протерозойские образования, как коллекторы мало перспективны. На таких глубинах коллекторские свойства пород должны быть достаточно высокими. [7]

Глубинное строение и нефтегеологическое районирование Припятского прогиба / / Докл. [8]

На ряде площадей северной части Припятского прогиба ( Ви-шанском и Давыдовском месторождениях нефти и других площадях) в галитовой подтолще на контакте с межсолевыми отложениями выделяется переходная пачка преимущественно ангидритового состава. На долю ангидритов приходится до 85 - 90 % мощности пачки, остальная часть представлена карбонатными и глинисто-мергельными породами. Мощность этой пачки резко изменяется без видимой закономерности. [9]

Подсолевые отложения девонской системы в Припятском прогибе литологически подразделяются на две толщи: верхнюю карбонатную и нижнюю терригенную. [10]

Структура пустотного пространства карбонатных пород задонского горизонта Припятского прогиба и новое в методике ее исследования. [11]

Формирование емкостных и фильтрационных свойств семилукского горизонта Припятского прогиба связано только с тектоникой. Здесь изменения емкостных и фильтрационных свойств имеют линейно-вытянутые локальные поля, длинные оси которых параллельны простиранию регионального тектонического нарушения [ 145, с. [12]

Многолетняя практика бурения глубоких скважин в условиях Припятского прогиба Белорусской ССР показала, что только применение качественных глинистых растворов способствует успешной их проводке. [13]

ПЯРНУСКО-НАРОВСКИЙ ГОРИЗОНТ - название, употребляемое в Припятском прогибе для объединенных отложений пярнуского и паров-ского горизолтов среднего девона. Представлен терригенными и сульфатно-карбонатными породами мощн. Охарактеризован рыбными остатками, остракодами, спорово-пыльцевыми комплексами. Относится к живетскому ярусу среднего девона. [14]

Терригенный материал поступал, в частности, в Припятский прогиб за счет разрушения как магматического, так и осадочного комплекса пород, на что указывает петрографическая характеристика песчано-глинистых отложений. [1]

Центральный нефтеносный район приурочен к одноименной структурно-тектонической зоне Припятского прогиба. Здесь открыты нефтяные месторождения с залежами в подсолевых и межсолевых отложениях. [2]

Геологические условия проводки скважин в пределах одной площади Припятского прогиба не одинаковы и определяются в основном местоположением скважины на структуре. [3]

Подсолевой комплекс осадков пройден полностью буровыми скважинами в Припятском прогибе. Здесь он представлен в нижней части песчаными породами, возраст которых предположительно определяется как нижнекембрийский, и в верхней части - терригенно-карбонатными породами девонской системы. В Днепровско-Донецкой впадине подсолевые отложения скважинами не вскрыты. По данным геофизических исследований, кристаллический фундамент и подсолевая толща осадочных порол разбиты на ряд крупных тектонических блоков, перемещенных друг относительно друга в вертикальном направлении. [4]

Поисково-разведочные работы на территории Белорусской ССР сосредоточены в пределах Припятского прогиба. [5]

Микутский и др. - В кн.: Проблемы тектоники Припятского прогиба. [6]

Днепровско-Донецкая впадина вместе с Донецким бассейном на юго-востоке и Припятским прогибом на северо-западе в общей структуре юга Русской платформы занимает особое место. [7]

Донецкой впадине с предполагаемыми силурийскими отложениями, то в Припятском прогибе, где толща осадочных пород вскрыта буровыми скважинами на полную мощность, этих отложений в разрезе не встречено. В Днепровско-Донецкой впадине девонские отложения на полную мощность не пройдены ни одной скважиной и поэтому не известно, какие породы залегают ниже их. Однако, если принять во внимание, что дифференциация в геологическом развитии Припятского прогиба, Днепровско-Донецкой впадины и Донбасса началась только в верхневизейское время, а до этого все эти три области представляли собой единый внутри-платформенный прогиб, то наличие силурийских отложений в пределах Днепровско-Донецкой впадины является маловероятным. [8]

В связи с тем, что большая часть геологического разреза Припятского прогиба сложена малоабразивными породами, значительный объем бурения выполняется одношарошечными долотами. [9]

Было выявлено, что в каждом стратиграфическом подразделении геологического разреза Припятского прогиба можно подобрать один или несколько типов бурильных головок к снаряду Недра, которые по выносу керна, а также по технико-экономическим показателям превосходят серийные инструменты ВДК, ДКНУ, КТДЗ. [10]

Представлены в основном известняками, мергелями и доломитами, в Припятском прогибе - терригенно-карбонатными породами. [11]

Опыт проведения геологической съемки показал, что применение ее на территории Припятского прогиба для поисков нефти и газа нецелесообразно, так как кайнозойские отложения залегают здесь практически горизонтально и не отражают тектоники более древних образований. [12]

Карбонатно-терригенный тип разреза межсолевых отложений приурочен к центральной и юго-восточной частям Припятского прогиба. Разрез сложен аргиллитами, мергелями, глинами, известняками, доломитами, песчаниками и алевролитами. [13]

Рис. Графики зависимости свойств и состава нефтей от глубины.| График изменения структуры парафиновых цепей в нефтях,  залегающих на больших глубинах.   Графики зависимости свойств и состава нефтей от глубины.| График изменения структуры парафиновых цепей в нефтях, залегающих на больших глубинах.
А - Прикаспийская впадина, подсолевые отложения C-Pj ( а) и Припятский прогиб, девонские отложения ( б); Б - Азербайджан, плиоценовые отложения, ч - Предкавказье, эоценовые отложения. [14]. Смотреть здесь: http://www.ngpedia.ru/pngs/119/119tKSB2I0s1j3t5t9c4.png.

Вишанское месторождение, открытое в 1967 г., расположено в северо-западной части Припятского прогиба, на западном окончании Ре-чицко - Вишцнской зоны поднятий, представляет собой брахиантикли-нальную складку субширотного простирания. [1]

Авторами были изучены особенности проводки скважин с учетом геологического строения соляпокупольных структур Припятского прогиба, определена буримость пород отдельных стратиграфических комплексов в разных частях структур, произведена классификация площадей по особенностям их геологического строения, изучен вопрос отработки долот при роторном и турбинном способах бурения, выявлены основные закономерности естественного искривления скважин и других видов осложнений. [2]

Описанный комплекс развит в Днепровско-Донецкой впадине от границ Донецкого складчатого сооружения до Припятского прогиба. Вещественный состав его на этом протяжении неоднороден. Соленосные отложения юго-восточной части впадины на северо-западе замещаются преимущественно глинистыми с маломощными прослоями ангидритов. В распределении нефтяных и газовых месторождений комплекса отчетливо прослеживается зональность. В юго-восточной части впадины известны лишь газовые залежи, в северо-западной - только нефтяные. Наличие в комплексе сравнительно мощных отложений каменной соли наряду с проявлением соляной тектоники, вызванной движением девонской соли, усложняет структуру юго-восточной и центральной частей впадины. Отмечается резкое несовпадение структурных планов мезозойских и палеозойских отложений. Региональной покрышкой газовых залежей являются пласты каменной соли в глинистых отложениях. [3]

Описанный комплекс развит в Днепровско-Донецкой впадине от границ Донецкого складчатого сооружения до Припятского прогиба. Вещественный состав его на этом протяжении не однороден. Солен осные отложения юго-восточной части впадины на северо-западе замещаются преимущественно глинистыми с маломощными прослоями ангидритов. В распределении нефтяных и газовых месторождений комплекса отчетливо прослеживается зональность. В юго-восточной части впадины известны лишь газовые залежи, в северо-западной - только нефтяные. Наличие в комплексе сравнительно мощных отложений каменной соли, наряду с проявлением соляной тектоники, вызванной движением девонской соли, усложняет структуру юго-восточной и центральной частей впадины. Отмечается резкое несовпадение структурных планов мезозойских и палеозойских отложений. Региональной покрышкой газовых залежей являются пласты каменной соли в глинистых отложениях. [4]

Описанный комплекс развит в Днепров-ско - Донецкой впадине от границ Донецкого складчатого сооружения до Припятского прогиба. Вещественный состав его на этом протяжении неоднороден. Соленосные отложения юго-восточной части впадины на северо-западе замещаются преимущественно глинистыми с маломощными прослоями ангидритов. В распределении нефтяных и газовых месторождений отчетливо прослеживается зональность. В юго-восточной части впадины известны лишь газовые залежи, в северозападной - только нефтяные. Наличие сравнительно мощных отложений каменной соли наряду с проявлением соляной тектоники, вызванной движением девонской соли, усложняет структуру юго-восточной и центральной частей впадины. Отмечается резкое несовпадение структурных планов мезозойских и палеозойских отложений. Региональной покрышкой газовых залежей являются пласты каменной соли в глинистых отложениях. [5]

В настоящее время эти методы применяются в ряде регионов для решения региональных геологических задач ( Припятский прогиб и др.), а также с целью выявления и детализации строения отдельных структур. В первом случае электрические методы обычно комплексируются с гравиметрическими исследованиями, а при выявлении и детализации структур - с сейсморазведкой. [6]

Что касается концепции генетической связи нефти в Днепровско-Донецкой впадине с предполагаемыми силурийскими отложениями, то в Припятском прогибе, где толща осадочных пород вскрыта буровыми скважинами на полную мощность, этих отложений в разрезе не встречено. В Днепровско-Донецкой впадине девонские отложения на полную мощность не пройдены ни одной скважиной и поэтому не известно, какие породы залегают ниже их. Однако, если принять во внимание, что дифференциация в геологическом развитии Припятского прогиба, Днепровско-Донецкой впадины и Донбасса началась только в верхневизейское время, а до этого все яти три области представляли собой единый внутри-платформенный прогиб, то наличие силурийских отложений в пределах Днепровско-Донецкой впадины является маловероятным. [7]

Рисунки:

1. Припятская нефтегазоносная область (С.П .Максимов и др. , 1987 - a - карта размещения месторождений нефти . б - геологический профиль по линии I - Г . F (рис.); смотреть здесь: http://www.ngpedia.ru/cgi-bin/getimg.exe?usid=230&num=0

2. Обзорная карта нефтяных месторождений Припятской нефтегазоносной области (по данным Г. И. Морозова (рис.); смотреть здесь: http://www.ngpedia.ru/pngs/033/033bxTk6m7Q4h2V4f4L4.png

3. Днепровско-Донецкая газонефтеносная область (С.П . Максимов и др. , 1987 . (рис.); смотреть здесь: http://www.ngpedia.ru/pngs/120/120Ts5S3b5J792F4E8V7.png

4. ИК-спектры нефракционированных нефтей из отложений верхнего девона Припятского прогиба. (рис.); смотреть здесь: http://www.ngpedia.ru/pngs/042/042drcB3k6S5C2E207z1.png

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Тектонические структуры и геологическое строение

Геологическое строение и тектонические особенности территории Гомельской области изучены достаточно подробно. В пределах Гомельской области выделяются следующие тектонические структуры: Припятский прогиб, Брагинско-Лоевская седловина. Днепровско-Донецкий прогиб, отроги Украинского щита, Микашевичский погребенный выступ, Бобруйский погребенный выступ, Жлобинская седловина, склоны Воронежской антеклизы. Как правило, названные структурные элементы ограничены разломами, реже их границы проводятся по определенной глубине залегания фундамента. Тектоническая неоднородность территории предопределила различную глубину залегания основных структурных элементов (рис.1).



Рис.1. Тектоническая карта Гомельской области

Наиболее широко в пределах области распространена Припятская впадина (Припятский прогиб), ограниченная с севера Северо-Припятским краевым разломом, а на юге отделенная от Украинского кристаллического щита Южно-Припятским краевым разломом. Она характеризуется глубоким залеганием кристаллического фундамента (до 5500–6000 м). Современная структура сложная: по фундаменту выделяется система блоков, объединяющих структуры второго порядка субширотного простирания к которым относятся Чернослободской, Центральный, Мозырский, Наровлянский, Буйновичский, Хойникско-Брагинский горсты и Шатилковский, Копаткевичский, Калинковичский, Мелешковичский, Ельский, Туровский грабены. Осадочный покров впадины представлен отложениями верхнего протерозоя, палеозоя и кайнозоя. Особенно полно представлены верхнедевонские соленосные отложения, мощность которых достигает 3500 м. По кровле верхней соленосной толщи выявлено значительное количество положительных локальных структур. Меловые породы представлены в основном мергелями и мелами с маломощной (до 1,0 м) корой выветривания в виде черных глин. Палеогеновые отложения встречаются практически повсеместно, но основные их массивы представленные разнозернистыми кварцево-глауконитовыми, кварцевыми песками, песчаниками, реже алевритами, мергелями и глинами, приурочены к восточной части области. Кроме того, в центральных районах области широко развиты неогеновые кварцевые пески, алевриты и глины.

Заложение Припятского прогиба как обособленной тектонической структуры Русской платформы произошло в девоне. На протяжении всей своей геологической истории он развивался как составная часть Днепровско-Донецкой впадины (рисунок 3).



Рис.2. Геологическое строение Припятского прогиба

В позднепротерозойское время прогиб испытывал погружение, а отсутствие отложений нижнего палеозоя, силура, нижнего девона, свидетельствует о том, что здесь была суша и преобладали процессы денудации. В то время здесь существовал грабен, ограниченный с севера и юга глубинными разломами.

От позднекаменноугольной эпохи до антропогена включительно вертикальные движения проявлялись менее интенсивно. В мезо-кайнозое погружению подверглись в основном территории за пределами прогиба и размеры его увеличились, а ограничивающие глубинные разломы уже не влияли на его формирование. Однако суммарная амплитуда тектонических движений была отрицательной, что и предопределило формирование прогиба в качестве отрицательной структуры. С севера к Припятскому прогибу примыкает Жлобинская седловина, значительная часть которой находится в пределах Гомельской области. Это область неглубокого залегания фундамента (-0.6-1.0 км). В центральной части седловины отмечаются небольшие по площади выступы и понижения в районе Рогачева, Жлобина, Чечерска, Кормы. В сторону Припятского прогиба седловина резко уступообразно понижается по сбросовым линиям. В пределах Жлобинской седловины отмечаются незначительные мощности и высокое залегание девонских и юрских отложений. Значительные участки заняты меловыми породами, мощность которых увеличивается от нескольких метров в центральной части седловины до 250 м по направлению к Припятскому прогибу. Кровля меловых пород осложнена ложбинами ледникового размыва и выпахивания, а также карстовыми формами.

Другие структурные элементы на территории Гомельской области занимают незначительные площади и залегают на глубинах: Брагинско-Лоевская седловина 0,5–4,1 км, Днепровско-Донецкий прогиб – 1,0–2,1 км, Украинский щит – первые метры, Бобруйский погребенный выступ – 0,3–0,5 км, Микашевичский погребенный выступ – первые метры, склоны Воронежской антеклизы – 0,5–0,6 км (рисунок 4).



Рис.3. Схема структурного районирования Беларуси

Осадочный чехол представлен породами, аналогичными описанным выше для Припятского прогиба и Жлобинской седловины. Характер тектоники региона в значительной степени предопределил и особенности неотектоники. Неотектонические движения имели суммарную амплитуду до 100–140 м, а локальные перемещения не превышали 50 м.

Полезные ископаемые

В Беларуси, не богатой минеральными ресурсами, Гомельская область выделяется наличием в ее недрах многих видов ценного сырья, примененние которого в различных отраслях народного хозяйства определяет роль области как важнейшего региона по обеспечению экономики страны минерально-сырьевого потенциалом. Своеобразие геологического строения территории обусловило наличие здесь разнообразного топливно-энергетического сырья, рудопроявлений, нерудных минеральных ископаемых, минерализованных подземных вод, рассолов, а также пород, пригодных для химической переработки (рисунок 5).



Рис.4. Полезные ископаемые Гомельской области

Главные богатства недр Гомельского (Припятского) Полесья – нефть, уголь, калийная и каменная соль, гранит, а также горючие сланцы, торф, сапропели. Месторождения этих полезных ископаемых имеют республиканское значение. Большинство месторождений открыто и начало осваиваться в послевоенные годы. Геологическое изучение территории продолжается, а новые технологии добычи и переработки минерального сырья дают основания надеяться на рост ее ресурсного потенциала.

Практически только в Гомельской области ведется добыча нефти и попутного газа – важнейших видов минерального топлива. Теплотворная способность нефти и газа – 10800–11000 ккал/м3. Это наиболее экономичные виды энергетических ресурсов. И хотя запасы и добыча нефти и газа не обеспечивают современные потребности Беларуси, их роль в создании топливно-энергетического комплекса страны чрезвычайно велика.

По мнению большинства ученых, исходным материалом для образования нефти служило органическое вещество, возникшее в результате разложения массы организмов при невысокой температуре и без доступа воздуха. Существуют также теории неорганического происхождения нефтяных месторождений (за счет магматических глубинных процессов).

Нефтяной район находится в благоприятных экономико-географических условиях. Нефть белорусских недр преимущественно легкая, малосернистая (0,5–0,7 % серы), маслянистая. Максимальные дебиты скважин достигают иногда 1000 м3 в сутки. В южной части области (Ельская площадь) обнаружена тяжелая нефть с содержанием серы до 7 %. Всего разведано 64 месторождения нефти. Двадцать шесть из них эксплуатируются.

Другие значительные месторождения нефти – Южно-Сосновское, Сосновское, Малодушинское, Надвинское, Барсуковское, Южно-Осташковичское, Восточно-Первомайское (таблица 1).

Таблица 1 – Важнейшие месторождения нефти Гомельской области

№
Наименование
Год открытия
Начало эксплуатации
Глубина залегания, м
1
Речицкое
1963
1965
1913–3212
2
Осташковичское
1963
1965
2500–3378
3
Тишковское
1966
1076
3274–3309
4
Давыдовское
1967
1971
2595–2677
5
Вишанское
1967
1970
2734–2996
6
Золотухинское
1972
1973
1950–2350
В 1998 г. добыта 100-миллионная тонна белорусской нефти. До середины 70-х годов добыча нефти росла и достигала 8 млн. т в год. Сокращение добычи связано с уменьшением прироста запасов. В 90-е годы ежегодный объем добычи составляет около 2 млн. т.

Неизбежный попутчик нефти – газ. Промышленная его добыча осуществляется в основном на Осташковичском и Речицком месторождениях, где его запасы оцениваются более чем в 150 млн.м3 на каждом из них.

В Припятской впадине обнаружены также более 10 угленосных площадей. Угли бурые и переходные от бурых к длиннопламенным. Бриневское и Житковичское месторождения бурых углей имеют общереспубликанское значение. Теплотворная способность местных углей – от 3380 до 7040 ккал/кг. Запасы относительно невелики. Так, геологические запасы каменного угля на Ельской и Заозерной площадях не превышают 600 млн. тонн. Зольность же высокая: от 9 до 39 %. Мощность залежей на Житковичском месторождении (подготовленном к эксплуатации) составляет до 16 м. Кровля – 24–34 м. Запасы (промышленные) превышают 50 млн. т. Ежегодно здесь может добываться от 1 до 2 млн. т угля. Однако необходимость проведения вскрышных работ сдерживает начало эксплуатации месторождения, так как здесь расположены леса и сельхозугодья, плодородные почвы.

Горючие сланцы выявлены в 1964 г. Теплотворная способность их невелика: от 1000 до 2200 ккал/кг. Высока зольность этого вида топлива. Однако запасы огромны. Так, Туровское месторождение (республиканского значения) имеет геологические запасы около 5 млрд. т. Разведаны также месторождения Октябрьской и Любанской площадей (расположены в северной - приграничной – части области). Сланцы залегают на глубине 140–600 м. Добыча возможна шахтным способом. Экономически эксплуатация этих месторождений на сегодняшний день нецелесообразна. В тоже время сохраняется значение торфа.

В области насчитывается 1459 месторождений торфа с общими запасами 900 млн. т (17,7 % всех запасов Беларуси). Почти половина из них приходится на 10 крупнейших месторождений. Торфомассивы площадью более 1000 га относятся к ресурсам первой категории, на них создаются современные высокомеханизированные торфопердприятия.

В настоящее время в большинстве стран торф используется главным образом в сельском хозяйстве: как органическое удобрение и как подстилка на животноводческих фермах. Объем добычи торфа в Гомельской области в 1990 г. составил 1846 тыс. т (в том числе топливный – 413 тыс. т). Однако, начиная с 1995 г., его добыча составляет менее 400 тыс. т. и почти весь он идет на топливо. Так, в 1997 г. добыто 312 тыс. т торфа (топливного) и произведено 158 тыс. т брикетов и полубрикетов – в основном для потребления местными котельными и населением.

Максимальное производство брикетов и полубрикетов (1990 г.) составляло в области 234 тыс. т. Рассматривается вопрос о производстве торфоугольных брикетов. Такие брикеты (при условии начала разработки Житковичских углей) могут стать перспективным видом местного топлива. Крупнейшие торфопредприятия в области – Червоное, Василевичи, Белицкое, Большевик. Торф находит применение и в химической промышленности. Озокерит (горный воск), парафин, фенол и другие продукты можно получать из торфа путем химической переработки. В качестве изоляционного материала торф находит свое применение и в строительстве.

В наиболее пониженных участках торфяных болот в виде небольших гнезд и прослоек залегает торфовивианит. Ввиду содержания фосфора он является прекрасным удобрением. В Гомельской области сосредоточены его основные месторождения: более 150 скоплений. Наиболее значительные – Белицкое в Рогачевском районе, Лозовское в Буда-Кошелевском, а также залежи в Добрушском районе (близ Тереховки).

Рудных (металлических) полезных ископаемых в области мало. Однако следует отметить месторождения болотных железных руд Наровлянское, Щелбинское (Хойникский район), Ляхова Гора (Лоевский район). Руды используются как естественные красители (сурик и охра). В качестве сырья для производства зеленой краски используются также глауконито-кварцевые пески. На правом берегу Днепра, от Лоева до д. Стародубка сосредоточены основные их залежи (с геологическими запасами 16 млн. т). Эти пески могут использоваться также как дешевое местное удобрение и в стекольном производстве. Имеются в области и бокситовые породы. На Заозерской и Осташковичской площадях имеются значительные их залежи (с содержанием глинозема до 28 %). Содержащийся в недрах минерал давсонит пригоден для производства алюминия и соды.

Есть в области также запасы каолина – белой глины, содержащей минерал каолинит. Главные месторождения – Дедовка, Березина, Люденевичи (Житковичский район). Каолин используется для прооизводства фарфора, фаянса, для отбеливания бумаги.

Общереспубликанское значение имеют калийные и каменные соли. Крупнейшее месторождение калийных солей – Петриковское (открыто в 1966 г.). Расположено на участке Копаткевичи – Петриков. Мощность пластов сильвинитовых руд – около 4 м. Балансовые запасы – 2,3 млрд. т. Кроме калийных солей залежи содержат каменную соль (галит) высокого качества.

Геологические запасы Давыдовского месторождения (Светлогорский район) каменной соли – 20 млрд. т. Месторождение открыто еще в 1941 г., но пока зарезервировано. Глубина залегания соленосной толщи – 820–860 м. Суммарная мощность прослоев каменной соли (галита) – 114 м. Мощность соленосной толщи – свыше 800 м. Содержание NaCl – 77,99 %.

Балансовые запасы Мозырского месторождения каменной соли – 585 млн. т. Глубина залегания – 690–735 м. Мощность соленосной толщи достигает 750 м. Содержание галита в пределах 81–99 %. Запасы полностью обеспечивают потребности действующего АО «Мозырьсоль» сроком более чем на 100 лет.

Перспективны на освоение запасов калийных и каменных солей также Калинковичская и Копаткевичская площади.

Крупнейшее месторождение естественного камня (гранит, диорит) в области – Глушковичи (Лельчицкий район). Разрабатываются выходы на поверхность облицовочного камня (северный участок Украинского щита) – «Карьер Надежды».

В области имеются также запасы известковых туфов, мела и мергеля, песков и глин, сапропелей.

Наиболее крупные месторождения мела и мергеля расположены вдоль Сожа и его притоков в Чечерском, Кормянском и Ветковском районах. Всего открыто 9 месторождений, преимущественно мелового состава. Крупнейшие – Подкаменье, Малашки, Широкое, Забочь, Нисимковичское.

Глины и суглинки легкоплавкие имеются во многих районах области. Крупные месторождения – Броварище (левый берег Припяти, близ Петрикова). Это озерно-аллювиальные плотные пластичные желтовато-серые глины. Запасы – 3,6 млн. м3. Используются для производства керамзита, керамических изделий, красного строительного кирпича.

Тугоплавкие глины, удобные для разработки имеются в Речицком районе. Наиболее высококачественные огнеупорные глины обнаружены в Житковичском районе.

Высококачественные стекольные и формовочные пески залегают и разрабатываются в Речицком и Добрушском районах. Пески месторождения «Ленино» используются в стекольном и сталелитейном производствах. Запасы месторождения – 6.8 млн. тонн. Ежегодная добыча – около 900 тыс. т Значительны запасы стекольных песков месторождений «Лениндар» (30 млн. т), Лоевского (4 млн. т), «Терехи» и др. Разрабатываются силикатные пески месторождений Борисковичи, Лесничество, Осовцы (Гомельский район). В последние годы ведутся поисковые работы по выявлению месторождений золота и алмазов: обнаружены перспективные отложения золотоносных песков и кимберлитовые трубки.

Источник: http://www.stud files.ru/preview/2492041/

[Карпов Валерий Александрович]

        Очевидно, что здесь разломы (тектонические нарушения) в той или иной степени прямо или косвенно определяют условия формирования скоплений углеводородов (УВ). По степени изученности разломной тектоники и уровню познания ее связи с нефтегазоносностью среди других регионов выделяется в первую очередь Припятский прогиб (http://naen.ru/upload/iblock/128/128866c3f25ac498fe6f4b2823e4a894.pdf., http://naen.ru/journal_nedropolzovanie_xxi/arkhiv-zhurnala/2011/6_2011/,
http://naen.ru/journal_nedropolzovanie_xxi/arkhiv-zhurnala/2012/1_2012/,
http://naen.ru/upload/iblock/555/55534dca6693c7ec0c51b3faf01c0319.pdf) . 
       Припятский прогиб – составная часть Припятско-Днепровско-Донецкого авлакогена. Формирование прогиба связано с герцинским тектогенезом и обусловлено опусканием кристаллического фундамента по глубинным разломам, что привело к накоплению осадочной толщи мощностью до 6000 м. Наиболее интенсивно эти процессы развивались в конце девона и начале карбона, а во внутреннем грабене (в центре и на юге прогиба) - в пермо-триасе. Осадочные образования характеризуются большим разнообразием литологического состава: терригенные, карбонатные, карбонатно-терригенные, галогенные, эффузивные. Основную часть толщи составляют девонские отложения, характеризующиеся шестью комплексами, которые выделяются по литологическим признакам: подсолевой терригенный, подсолевой карбонатный, нижнесоленосной, межсолевой, верхнесоленосной и надсолевой. Подсолевой комплекс характеризуется блоковой структурой, межсолевой – пликативно-блоковой, надсолевой – преимущественно пликативной с элементами разрывной тектоники, осложненной соляным тектогенезом. 
Припятский прогиб уникален тем, что здесь как нигде изучены залежи нефти, связанные с разломами, что здесь раньше всех стали готовить под глубокое бурение приразломные структуры, что белорусские геологи ближе всех подошли к  пониманию  истинной роли разломов в  нефтегазонакоплении. В других нефтегазоносных провинциях эта роль определена  различно, но  в большинстве  случаев - оценена не в  полной  мере.
           В Западной Сибири, к примеру, факт существования разломов, рифтогенных образований стал признаваться относительно давно, но далеко не всеми. Происходит это потому, что разломы традиционно считались малозначимыми в процессе формирования месторождений УВ в юрских и меловых отложениях. Сейсморазведкой они картировались хаотично, без ощутимых амплитудных смещений, без градации по кинематическим и динамическим признакам, без определения их времени заложения, истории их развития и т.п.
   Как известно, большинство положительных структур, контролирующих залежи УВ, являются структурами древнего заложения и длительного унаследованного развития: в Западной Сибири - это поднятия, содержащие Самотлорское, Федоровское, Западно - и Восточно-Сургутские, Красноленинское  и другие месторождения, в Припятском прогибе - это практически все месторождения Северной структурной зоны. Но, к сожалению, такие объекты в данных регионах (как и в других старых нефтегазоносных провинциях) уже исчерпаны. И если  сибирские месторождения приурочены к антиклинальным поднятиям, то белорусские представлены главным образом тектонически экранированными ловушками и занимают головные части моноклинальных блоков (т. е. являются неантиклинальными), группирующихся вдоль субширотных рифтогенных разломов в узлах пересечения с субмеридиональными доплатформенными разломами. При этом все эти месторождения контролируются предпермскими поднятиями. И так как в северной части Припятского прогиба в послекаменноугольное время перестроек структурного плана не наблюдалось, то «структурная» методика размещения скважин здесь увенчалась успехом (. В.А.Карпов. О некоторых факторах, влияющих на формирование нефтяных залежей в центральной части прогиба. Прогноз нефтегазоносности и направления поисков нефтяных месторождений в Припятском прогибе.Мн.,1976, БелНИГРИ,с.177-179.). В центре и на юге прогиба в пермо-триасе наблюдались масштабные перестройки структурного плана, что и определило низкую эффективность нефтепоисковых работ, основанных на том же «структурном» подходе ведения нефтепоисковых работ. Природные резервуары УВ претерпели глубокие преобразования во время рифтогенеза на этапах растяжения и сжатия, имевших место вплоть до среднего триаса, что создало основу для развития «неструктурных» (неантиклинальных) ловушек различного генезиса и морфологии(В.А.Карпов, Т.В.Колдашенко, Т.А.Черевко. Перспективы нефтегазоносности девонских отложений южной части Припятского прогиба. В сборнике «Нефтегазоносность западных районов Европейской части СССР», ВНИГНИ, М.,1986).
Особенности тектонического развития Припятского прогиба предопределили развитие значительного спектра «неструктурных» ловушек, помимо тектонически экранированных, так или иначе связанных с разломами.
В саргаевском горизонте (при обводненности выше лежащего семилукского) образовались литологически экранированные ловушки за счет бокового экрана при изменении регионального наклона  в процессе рифтогенного разломообразования (Притокская и др. площади) (. В.А.Карпов,И.И.Урьев. О возможности формирования неантиклинальных литологических ловушек в саргаевских отложениях Припятского прогиба. Доклады АН БССР,т.ХХ111,№9,1979,с.843-845.)
 В межсолевой толще за счет этого же процесса формируются ловушки, связанные с расформированными древними поднятиями (Южно-Вишанская площадь) (В.А.Карпов, Б.Р. Кусов, Ж.А. Герасимова, Г.И.Морозов,Опыт выделения неструктурных залежей нефти в Припятской впадины (на примере Южно- Вишанской площади). Литология, геохимия и перспективы на полезные ископаемые глубинных зон Белоруссии. Мн., «Наука и техника»,1975, с.175-178.), палеогеоморфологические ловушки, обусловленные предлебедянским эрозионным врезом (Восточно-Вишанская площадь) (Б.Р.Кусов, М.А.Рынский, В.А.Карпов, Т.А.Старчик,Э.И.Свидерский. Применение палеогеографических методов при поисках залежей нефти в условиях развития соленосных толщ (на примере Припятской впадины). Палеогеоморфологические методы и их роль в повышении эффективности поисковых работ на нефть и газ. Тезисы докладов. Актюбинск-Москва,1976,с.79-80.), клиноформенными образованиями (Восточно-Выступовичская площадь) (В.А.Карпов, Урьев И.И. Клиноформа - новый тип нефтепоискового объекта в межсолевом девоне юга Припятского прогиба. Доклады  Ан БССР, т.ХХУ11,№8,1979,с.727-730.), так же подконтрольными рифтогенными разломами.
Особое место среди «неструктурных» ловушек занимают ловушки, прямо связанные с областями динамического влияния разломов, с зонами вторичной трещиноватости, - катагенетически запечатанные залежи УВ. Они имеют ряд особенностей:
  -залежи образуются одновременно с формированием ловушек(В.А.Карпов. Условия формирования скоплений углеводородов в центральной и южной частях Припятского прогиба. Нефтегазовая геология и геофизика, 6/1982.,  В.А.Карпов, Т.В.Колдашенко, Т.А.Черевко. Перспективы нефтегазоносности девонских отложений южной части Припятского прогиба. В сборнике «Нефтегазоносность западных районов Европейской части СССР», ВНИГНИ, М., 986) и являются самыми молодыми (триас и позднее)
  -локализация максимумов разуплотнения (участков вторичных скоплений УВ) определяются изменением тектонической напряженности вдоль активного разлома, мощностью и литологией продуктивных горизонтов. Избирательность разуплотнения (трещинообразования) приводит к смещению скоплений УВ как по площади, так и по разрезу. В результате под водоносными породами, подвергшимися разуплотнению в малой степени, могут существовать залежи в породах, претерпевших интенсивное трещинообразование (Южно-Валавская, Кузьмичевская, Чисто-Лужская площади). Развитие залежей ожидается в любой части разреза вплоть до кристаллического фундамента вне зависимости от структурного плана, подчиняясь геометрии зоны разуплотнения вдоль разлома. Опосредственное влияние разломов через галокинез нижнесоленосной толщи обнаружено при изучении залежей в межсолевой толще в подошвенной (Каменская и Южно-Домановичская площади) и кровельной (Золотухинская площадь) частях толщи. В ряде случаев залежи подчинены не субширотным (рифтогенным) разломам, а субмеридиональным (доплатформенным) разломам, ожившим в пермо-триасе (Комаровичская, Савичская, Притокская площади).
Активные в пермо-триасе разломы обладают рядом существенных свойств: аномальной прогретостью недр, повышенной магнитной напряженностью, локальными гравиминимумами. Причем, если сопоставить грави - и магнитное поля, то на корреляционных графиках при наличии региональной прямой связи этих параметров наблюдается приуроченность нефтегазосодержащих земель к избыточным значениям магнитной напряженности. Влияние разломной тектоники на флюидодинамику очевидно. При тектонической активизации движение флюидов в зонах разломов и прилегающем пространстве осуществляется  в направлении максимального проявления дилатансии.  Скачкообразный характер землетрясений, их вибрационный эффект  определяет направленность и масштабы ремиграции и локализации вторичных залежей. В общем случае происходит трансформация совокупности латерально чередующихся и соподчиненных залежей УВ (антиклинальных и пр.) в совокупность вертикально чередующихся приразломных скоплений (месторождение), из субгоризонтального ряда - в субвертикальный, с появлением  положительных структур, лишенных УВ.
     Признано, что рациональная методика нефтегазопоисковых работ в этом регионе  основана на знании следующих характеристик оцениваемого природного резервуара (помимо структурной):
-условия седиментации нефтегазоперспективных отложений  с целью создания модели первичного природного резервуара, определяемой конседиментационным разломом;
-предпермского структурного плана, предшествующего последнему  этапу активизации тектонических движений (пермо-триасовому) и контролирующего размещение первичных скоплений УВ, связанного с характером развития допермских доплаформенных и рифтогенных разломов;
- характер развития структур на завершающем этапе с выделением наиболее тектонически активных зон, разломов, с оценкой степени влияния этого этапа развития на первичные ловушки с целью прогнозирования сохранившихся первичных и новообразованных вторичных залежей УВ;
-области максимальной динамической активности разлома, определяемые по соотношению локальных составляющих грави - и магнитных полей.
 Центром  максимальной тектонической активности в пермо-триасе является Домановичско-Заозерная субмеридиональная (возрожденная доплатформенная) зона дислокаций, несущая признаки сдвиговой природы и контролирующая наибольшее число обнаруженных (и прогнозных) вторичных залежей УВ.  Речицкое месторождение нефти приурочено к северо-восточному тектоническому элементу этой зоны. Гелиеметрическое опробование, проведенное здесь, показало сквозную проницаемость разреза и глубинную природу потока флюидов(М.В.Багдасарова. Особенности флюидных систем зон нефтегазонакопления и геодинамические типы месторождений нефти и газа. «Геология нефти и газа».№3/2001).

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Валерий Александрович, понятно, что это Ваше поле, Вы здесь долго работали (где, кстати?), знаете район, можете во многом поправить и подсказать. А есть такая идея: мы участники форума разбираем тот или иной район (область, бассейн, провинцию), знающие этот район досконально формируют свою концепцию ее геологического строения, истории развития, нефтегазоносности, перспектив. Мы обсуждаем и вырабатываем единые непротиворечивые критерии нефтегазоносности и формируем представления на перспективы развития той или иной территории. Здесь же можно выработать прогнозно-поисковый комплекс работ по доразведке обсуждаемого района. Тем самым, мы от фактических данных, эмпирических связей и закономерностей перейдем к пониманию перспектив нефтегазоносности и обоснованию направлений ГРР и их доразведке.

При таком подходе исчезнет необходимость доказывать друг другу какая нефть: органическая или неорганическая и здесь мы удовлетворим полностью Ваше кредо Валерий Александрович: от практики (фактов) к теории нефтегазообразования. Если это интересно, предлагаю начать с Вас, я подключусь чуть позже на примере Южно-Мангышлакской НГО, где я проработал 15 лет. Другие участники предложат свои "эталонные" участки, тот же Н.Шевченко, наверное силен по ДДВ, Предкарпатью; Х.Зинатов - по Татарстану и т.д.

Но прежде, нужно согласовать стандартный набор вопросов для освещения, по которым мы сможем сделать независимое заключение о тех или иных критериях, определяющих нефтегазоносность недр. При этом, желательно, чтобы такие материалы были доступны по району исследования и, чтобы они были не расплывчатыми, а отвечали принципу "одного толкования" (может есть другое, правильное определение смысла этого выражения).

Второе, не менее важное условие, чтобы участники имели доступ к опубликованным и цитируемым материалам (должны быть доступные в интернете ссылки, либо статью должны рассылаться всем участникам дискуссии, либо прикрепляться к постам, если объем позволяет). Это касается и графики, демонстрационная на форуме может быть низкого разрешения (из-за ограничений по объему), но до участника дискуссии должна доводиться и разрешенная (качественная) графика.

В результате мы не только пополним копилку наших знаний, но сможет, наконец, понять законы, регулирующие нефтегазоносность недр тех или иных районов на основе фактических данных и эмпирических связей, что, в конечном счете, позволит нам определиться с нефтегазоконтролирующими критериями и, наконец, законами нефтегазообразования. Я так думаю, друзья. Выскажитесь и Вы.

[Карпов Валерий Александрович]

Двумя руками -  ЗА, Ахмет Иссакович!
Надо бы подключить сябров, Кусова Б.Р. к этому.
А работал я (1970-1992):
Калинковичская НГРЭГБ (т-геолог, ст.геолог, рук.тем.группы, нач. геол.отдела),
Полесская ГЭ (гл.геолог),
Мозырская НГРЭГБ (нач.тем.партии, нач.геол.отдела).

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Дополню, участниками Чтений были еще Ваши коллеги: Грибик Ярослав Гаврилович и Гузик Станислав Николаевич, которых можно также вовлечь. Кусов неактивен, попробуйте и его вовлечь.

По теме. В интернете много опубликованных материалов. Ваши ссылки, как правило, недоступны: ссылайтесь на страницу открытой статьи или журнала.
Вот, например, ссылка на Журнал Недропользование XXI, №6:
http://naen.ru/upload/iblock/cb9/cb903e93d4527af5b8c6a76ae36fe070.pdf.

Вот, например, ссылка на статью: Гузик С.Н. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности пород кристаллического фундамента и осадочного чехла опущенных крыльев несогласных глубинных разломов Припятского нефтегазоносного бассейна в промышленных масштабах в земной коре. Электронный журнал "Глубинная нефть". Том 1. №4. 2013. c. 485-501.
URL: http://journal.deepoil.ru/images/stories/docs/DO-1-4-2013/6_Guzik_1-4-2013.pdf.
Проверьте, они работают.
Продолжим.

[Карпов Валерий Александрович]

Кое-что поправил, вроде открывается.

http://naen.ru/upload/iblock/128/128866c3f25ac498fe6f4b2823e4a894.pdf
http://naen.ru/upload/iblock/555/55534dca6693c7ec0c51b3faf01c0319.pdf

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Теперь все нормально. Можно и весь журнал скачать и выбрать из него интересующиеся статьи.
Вам бы еще отсканировать свои ранние работы по Припятской впадине и сделать их достоянием общественности. См. как это у меня: http://deepoil.ru/index.php/2012-03-30-14-12-45.
Удачи.

[Карпов Валерий Александрович]

Попытаюсь.
А пока хочу уточнить, что в Припятском прогибе не 2 соленосные толщи, а 4: + к указанным- одна (самая нижняя) в пярнусско-наровских, а вторая-(самая верхняя) в нижнепермских отложениях, к открытию которой был причастен (Соавторы:В.З.Кислик, Э.А.Высоцкий, В.К.Голубцов,В.Г.Акулич,Б.Р.Кусов, Т.В.Колдашенко. О новом типе соленосных отложений. Доклады  Ан БССР,т.ХХ1Х,№9,1985,с.842-845.).
Соленосные отложения примечательны прежде всего тем, что характер изменения их толщин не подлежит обычному (стандартному) анализу для восстановления палеотектоники с целью нефтепрогнозирования.
 Проблема связи соле- и нефтегазонакопления обсуждается давно, вопросам соляной тектоники в нефтегазоносных областях посвящены многие работы, проведен ряд симпозиумов, подчеркнут определенный прогресс в решении этой проблемы, однако многие разногласия до сих пор не устранены.
В качестве объекта, на примере которого можно оценить состояние этой проблемы, можно определить Припятский прогиб. Последний является уникальным солянокупольным регионом, что обусловлено по крайней мере двумя факторами: наибольшей изученностью отложений, залегаюших под соленосными толщами, и почти всеми переходными формами нефтегазоперспективных и соляных структур, отражающими различные этапы развития региона.
Все дискуссии, посвященные вопросам формирования   соляных структур и отталкивающиеся от возможности пластичного перемеще¬ния соляных масс, ведутся главным образом вокруг проблемы "первотолчка". Одни исследователи видят причину галокинеза в тектонических движениях /Конищев B.C. Соляная тектоника Припятского прогиба. Мк.: Наука и техника, 1975, 150 с.,Условия образования и особенности нефтегазоносности солянокупольных структур. — Киев: Наукова думка, 1966, — 325 с./, другие — в процессах, происходящих внутри соленосной толщи/.Калинко М.К. Соленакопление, образование соляных структур и их влияние на нефтегазоносность.  М, Недра, 1973,    122 с.,.Калинко М.К. От редактора. — В кн.: Соленакопление и соленосные отложения осадочных бассейнов (в освещении зарубежных ученых)» М.: Недра, 1972. 197 с. ,Условия образования и особенности нефтегазоносности солянокупольных структур. — Киев: Наукова думка, 1966, — 325 с./.
Есть и третьи, отрицающее соляной тектогенез.
Сделапа попытка увязать некоторые объективно существующие связи отдельных элементов геологии Припятского прогиба (как наиболее изученного), касающихся соляной тектоники и нефтегазоносности (О некоторых особенностях  связи соле- и нефтегазонакопления.
Отечественная геология.№4/14.с.65-69.).
Наибольший интерес представляют соляные поднятия   верхнефаменской соленосной толщи, которая состоит из галитовой   (ранне-лебедянской) и глинисто - галитовой (позднелебедянской) подтолщ.
Нижняя (галитовая) подтолща слагает большинство положительных соляных структур и является индикатором соляного тектогенеза. Это связывается с "отложением ее в относительно глубоководных условиях, подготовленных некомпенсированным прогибанием во время накопления межсолевой карбонатной формации", обусловивших "относительно простое строение субформации ее малоциклический характер, мономинеральность соли…» /Конищев B.C. Соляная тектоника Припятского прогиба. Мк.: Наука и техника, 1975, 150 с./. Такое строение   галитовой подтолщи свидетельствует, что она отлагалась в относительно спокойных условиях, вне влияния блоковых подвижек, затухших на стадии регрессии и замыкания бассейна в предлебедянское время. Возобновление этих подвижек произошло после предпозднелебедянского перерыва в осадконакоплении /Ржаников В.Е., Попов В.М. О наличии перерыва в осадконакоплении на границе галитовой и глинисто—галитовой толщ верхнесолевого комплекса Припятской впадины.В кн.; Материалы IV научной конференции молодых геоло¬гов Белоруссии. Мн.: БелНИГРИ, 1971, с. 13—14./ и обусловило привнес  пелитового материала,  о чем свидетельствует строение глинисто-галитовой подтолщи.
Седиментация подтолщи шла в условиях расчлененного эрозионно—тектонического рельефа /Конищев B.C. /. Спокойный тектонический режим и расчлененный рельеф дна бассейна, - вот те условия, в которых за¬кладывался базис соляных структур. Представляется, что древний рельеф не был компенсирован галогенными осадками, а отразился в строении всей соленосной толщи, т.е. на участках предлебедянских поднятий, сохранившихся в раннелебедянское время, формировались соляные подушки. Такая особенность отложения раннелебедянской субформации легко объясняется с помощью модели Л.Л.Слосса /С л о с с Л.Л. Отложения эвапоритов из расслоенных растворов. — В кн.: Соленакопление и соленосные отложения осадочных бассейнов {в освещении за¬рубежных ученых). М.: Недра, 1972, с. 73—97./, который считает, что в солеродных бассейнах обычно наблюдается ''стратификация вод на верхний разбавленный слой и нижний, плотный слой более соленых вод, которые разделены отчетливой зоной - "пикноклином"". Отмечено, что пикноклин в целом повторяет неровности резервуара седиментации, а активное осаждение галита происходит при обнажении насыщенного (нижнего) слоя на поверхности воды. Наибольшее количество галита осаждается там, где имело место пересечение "пикноклина с поверхностью, положение которого отмечалось очень быстрым накоплением соли и развитием резко выраженного гребня или холмика на дне", т.е. именно в пределах древних положительных форм рельефа следует прежде всего ожидать обнажение насыщенного слоя и, как следствие, появление соляных подушек. Не случайно В. Л. Курочка /Конищев B.C. Соляная тектоника Припятского прогиба. Мк.: Наука и техника, 1975, 150 с./ пришел к выводу, что соляные структуры образовались в результате формирования крупных эрозионных соляных форм рельефа и его облегания вышележащими соляными пачками и надсолевыми отложениями. И не случайно в разрезах верхнесоленосной толщи фиксируется (над этими поднятиями) вышеупомянутый перерыв в осадконакоплении на рубеже галитовой и глинисто-галитовой подтолщ.
 

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Соляная тектоника и галокинез - это отдельная и крайне интересная тема, можно под нее выделить и раздел.
Обсудим.

[Карпов Валерий Александрович]

Соляная тектоника и галокинез - это отдельная и крайне интересная тема, можно под нее выделить и раздел.
Обсудим.

С Вашего позволения я пока продолжу?

Справедливость описанной выше модели доказывается так же анализом строения верхнесоленосной толщи в условиях развития предлебедянских эрозионных врезов на участке минимального проявления галокинеза. Бурением установлено /Кусов Б.Р., Карпов В. А. К вопросу выделения структурных стра¬тиграфических ловушек нефти и газа в межсолевых отложениях прогиба. — В кн.: Прогноз иефтегаэоносности и направление поисков нефтяных месторождений в Припятском прогибе. Мн.: БелНИГРИ, 1976, с. 107—109./, что в общем случае над врезом откладываются максимальные мощности глинистых разностей (в основном в глинисто-галитовой подтолще) и минимальные мощности галитовых слоев (в галитовой подтолще). а над куэстами наоборот: минимальные мощности глинистых и максимальные — галитовых споев. Так или иначе устанавливается облекающий характер залегания предлебедянских внутрисолевых отложений. Такую ситуацию трудно объяснить галокинезом, так как в случае "течения соли» галитовые пласты галитовой подтолщи в связи с проявлением соляной тектоники выклинились бы в районе образовавшейся мульды. Напротив, облекающий характер залегания внутрисолевых горизонтов галитовой подтолщи указывает в большинстве случаев на седиментационную природу таких соляных структур. На устойчивости такого свойства не сказывается даже влияние галокинеза верхнефранской соленосной толщи (Сосновская площадь).
 Таким образом, следует констатировать, что между рельефом предлебедянской поверхности и строением гапитовой субформации существует устойчивая связь, которая подготовила к позднелебедянскому времени необходимые условия для соляной тектоники, выраженные в виде достаточно контрастной дифференциации предпозднелебедянского рельефа. Последующие тектонические движения по разломам на различных этапах формирования Припятского прогиба стимулировали галокинез, обеспечивший многообразие типов соляных структур,  описанных в классификации В.С.Конищева.
Касаясь связи соли и нефти, многие исследователи соляным   отложениям отводили роль экранирующей среды или (при структурообразовании)  фактора,  определяющего появление различного рода ловушек нефти и газа вблизи соляного поднятия в надсолевых отложениях. Предложенная  модель формирования соляных структур Припятского прогиба позволяет использовать соленосные отложения в качестве индикатора прогнозирования размещения нефтяных залежей в подстилаюших соль отложениях. Если до сих пор можно было констатировать существование пространственной связи большинства соляных поднятий и залежей нефти, то теперь необходимо говорить о наличии их генетической связи, обусловленной особой геотектонической обстановкой, причем, эта связь имеет вполне конкретную форму.
Первый опыт определения формы связи приведен в работе //, где показано, что нефтесо
держащие земли можно от¬делить от прочих путем построения графика d=f(l), где d -мощность допермских надсолевых отложений, 1 — мощность галитовой подтолщи. Поскольку мощности отмеченных отложений отражают характер куполообразования и одновременно позволяют выде-лять участки, контролирующие залежи нефти, то использование графиков d=f(l) есть практическая реализация возможностей рассматриваемой модели формирования соляных структур. Опыт показал, что в большинстве случаев линию, разграничивающую нефтеперспективные земли и бесперспективные, можно описать уравнением типа d=B-Al , а положение нефтеперспективных земель должно удовлетворять условиям d+Al<или=B , где А и В — константы, определяющие поведение этой линии.
Предложенная модель формирования соляных структур справедлива только для одной, наиболее распространенной группы соляных поднятий конседиментационного типа, в различной степени осложненных галокинезом. В Припятском прогибе есть и другие - наложенные поднятия и структуры типа щита черепахи, являющиеся постседиментационными, как следствие галокинеза.

[Карпов Валерий Александрович]

Первое и главное направление, обещающее отдачу в Припятском прогибе, это большие глубины.
Все-таки, трудно согласиться с тем, что этап поисков нефти и газа до глубин 7 км уже пройден, как с точки зрения разработки теоретических основ, так и с технической точки зрения. Есть все основания считать, что он продолжится еще не одно десятилетие, что еще кардинально будут меняться методические основы освоения больших глубин. И это, прежде всего, относится к Припятскому прогибу.
Тем более, что на сегодняшний день нет общепринятой технологии оценки углеводородного потенциала и прогнозирования нефтегазоносности до глубин 12-14 км. Учитывая высокую перспективность поисков УВ глубокопогруженных отложений, проведение исследований в этом направлении представляется весьма перспективным, как с точки зрения изучения фундаментальных процессов нефтегазообразования и нфтегазонакопления, так и прогнозирования УВ потенциала недр и разработки долгосрочной стратегии развития нефтегазового комплекса (Сборник тезисов 1-й Международной конференции «Углеводородный потенциал больших глубин: энергетические ресурсы будущего - реальность и прогноз», Баку-2012, «Nafta-Press», 2012.).
 И как отмечено на этой конференции, усилия необходимо концентрировать на следующих основных направлениях:
1.Разработка и усовершенствование методов картирования очагов возбуждения.
2.Разработка и усовершенствование методов картирования каналов, времени и масштабов миграции углеводородов
3.Усовершенствование методов картирования ловушек сложной конфигурации, оценка параметров резервуаров.
Поскольку реализация первых двух направлений целиком и полностью зависит от фактического материала, полученного при решении третьей проблемы, постольку именно она должна считаться первоочередной.
При этом, очевидно одно, весьма важное и определяющее все остальное, обстоятельство: возможность деструкции нефти на больших глубинах,  как и прямое влияние главной фазы нефтеобразования ставится под сомнение.
В общем случае с глубиной меняется генетический спектр типов ловушек, типов природных резервуаров УВ. Ниже 3000-4000м (в зависимости от региона) преобладают неантиклинальные («неструктурные»), в большей степени тектонозависимые типы ловушек, непластовые типы природных резервуаров, трещинные породы – коллекторы.
Как известно, успешность изучения любых ловушек (а неантиклинальных – в первую очередь) в огромной степени определяет априорная геологическая модель. Используя новые технологии, новые подходы, добываются новые факты, на основе которых уточняется геологическая модель, которая в свою очередь заставляет искать и применять новые подходы для получения новых фактов и т. д.
Поскольку очевидно, что с глубиной резко возрастает роль разломной тектоники (Разлом – как объект изучения при нефтегазопоисковых работах. Недропользование-ХХ1 век.№6/2011(68-70) - №1/2012(74-78).), необходимо, что бы модель в качестве главного элемента, контролирующего нефтегазоносность, содержала разломное образование со всеми статическими и динамическими характеристиками.
Изучение динамических характеристик разлома и оценка их роли в нефтегазонакоплении неизбежно приводит к геологической модели тектоноблендера ( О роли тектонического блендера в нефтегазонакоплении. Недропользование-ХХ1 век.№4/2012.с.56-63.), объясняющей  все многообразие тектонозависимых ловушек УВ, все процессы, происходящие в системе «порода-флюид».

Любой практикующий геолог - нефтяник может найти на изучаемых месторождениях свидетельства влияния тектоноблендера. Практически на каждом месторождении есть активный разлом, влияние которого наблюдается на временных разрезах, во время проводки скважин, в керне, в процессе разработки и т.п.

[Карпов Валерий Александрович]

Из http://yandex.ru/clc...238901256602631
Геология и нефтегазоносность докембрийских комплексов Восточно-Европейской платформы
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых
Авторефератдиссертации по теме "Геология и нефтегазоносность докембрийских комплексов Восточно-Европейской платформы"
На правах рукопись
ГАТИЯТУЛЛИН НАКИП САЛАХОВИЧ
Геология и нефтегазоносностъ докембрийских комплексов Восточно-Европейскойплатформы
Специальность: 25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых
АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук
САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2004 г.

Диссертации о Земле http://earthpapers.n...y#ixzz3jjwEQOuJ
 
3.2.1. Припятский нефтегазоносный бассейн
Припятский нефтегазоносный бассейн (ПНГБ) обособлен в пределах территории, охватывающей Припятский грабен. Граница НГБ определена по контуру максимального распространения перспективных земель подсолевого карбонатного комплекса.
Промышленная нефтегазоносность установлена в средне- и верхнедевонских отложениях. Открытия залежей нефти в вендских отложениях Рассветовского и Речицкого месторождений явились стимулом для активизации работ по оценке перспектив нефтеносности верхнепротерозойских отложений в Припятском НГБ.
В основу нефтегеологического районирования верхнепротерозойских отложений Припятского НГБ положена карта мощностей этих образований, результаты изучения их нефтегазоносности в пределах подсолевых месторождений, а также обобщение и анализ данных бурения и ГИС во всей территории развития верхнепротерозойских пород.
В пределах Припятского бассейна выделены пять основных категорий районирования территорий с различной степенью вероятности выявления залежей УВ, а также территория (юго-восток региона), где изучаемые отложения отсутствуют (Докембрий Восточно Европейской платформы..., 2002).
Территория доказанной промышленной нефтегазононости включает в себя гребень Речицко-Шатилковской ступени от Речицкого месторождения до Тишковского включительно. Здесь открыты и эксплуатируются две вендские залежи нефти (Рассветовская
и Речицкая). В настоящее время продолжается их разведка Имеются предпосылки открытия залежей и в других блоках этой зоны.
Территория высокой вероятности выявления залежей УВ характеризуется наличием частично опоискованных верхнепротерозойских отложений. в пределах подсолевых месторождений. Верхнепротерозойским породам здесь свойственны признаки нефтеносности, в частности, наличие коллекторов и благоприятные геолого-структурные условия для формирования залежей нефти.
Территория вероятного выявления залежей охватывает районы с неопоискованными структурами в верхнепротерозойских породах, где прогнозируются коллекторы и их боковое экранирование различной надежности (Дроздовско-Вишапская, Октябрьско-Притокская и Юго-восточная зоны, а также Комаровичский, Первомайский и Озерщинский участки).
Территория неопределенной вероятности выявления залежей включает районы с установленным наличием структур, на которых перспективы нефтегазоносности пород верхнего протерозоя пока не  оценены.
Территория малой вероятности выявления залежей. К этим землям принадлежат: Южная, Северо-западная, Восточная и Бобровичко-Савичская зоны, а также Золотухинский участок.
Территория отсутствия верхнепротерозойских отложений включает юго-восточную часть Припятского прогиба, где по результатам бурения изучаемые отложения не установлены.

Диссертации о Земле http://earthpapers.n...y#ixzz3jjvfCl7K

Прогнозирование лишь по признаку наличия комплекса, правильно ли это?
 

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Надеюсь, Валерий Александрович, количество информации, согласно законам диалектики, перерастет в качество.

Вот например, такое Ваше утверждение: "Любой практикующий геолог - нефтяник может найти на изучаемых месторождениях свидетельства влияния тектоноблендера. Практически на каждом месторождении есть активный разлом, влияние которого наблюдается на временных разрезах, во время проводки скважин, в керне, в процессе разработки и т.п.". В нем идет подмена понятий: разлом, как реальный объект исследований (наблюдается на временных разрезах, во время проводки скважин, в керне, в процессе разработки и т.п.) подменияется понятием "тектоноблендер", существующим (как показывает обсуждение этого вопроса на форуме) только в Ваших представлениях. Давайте этот термин оставим для соответствующего раздела, где Вы пытаетесь его пропагандировать и продвигать.

А здесь хотелось бы, памятуя Вашу страсть к фактам, получить картину распределения нефтегазоносности в пределах Припятской нефтегазоносной области, и, в первую очередь, такие наблюдения и обобщения:

- распределение запасов нефти и газа по площади и стратиграфическим коплексам, по отдельным зонам (борта, центральная часть прогиба) в границах тектонического и неотектонического районирования;
- фазовое распределение запасов нефти и газа по тем же элементам районирования и стратиграфии;
- распределение запасов нефти и газа по типам ловушек, в том числе по их возрасту и истории развития;
- распределение запасов нефти и газа с учетом положения региональных, зональных и локальных покрышек;
- связи в распределении запасов нефти и газа с разломами, другими геоструктурными элементами;
- и т.д.

Валерий Александрович, сообщите, располагаете ли Вы подобной количественной информацией, чтобы можно было вынести независимое суждение о закономерностях в распределении запасов нефти и газа в пределах Припятской нефтегазоносной области и, тем самым выработать геологические критеии нефтегазоносности недр этой территории.