Оценка перспектив нефтегазоносности Припятского палеорифта на основе структурно-тектонического анализа космической информации

0

В.Н. Губин, доктор географических наук, профессор,  заведующий кафедрой динамической геологии Белорусского государственного университета

ВВЕДЕНИЕ

Дистанционное зондирование Земли (ДЗЗ) из космоса играет важную роль при прогнозе нефтегазоносносности осадочных бассейнов древних платформ. В результате структурно-тектонической интерпретации космических снимков (КС) в совокупности с геолого-геофизическими данными достигается возможность космоструктурного картирования нефтегазоносных районов с целью прогнозирования нефтеперспективных структур [1,2].

Космоструктурное картирование приобретает особую актуальность при  оценке перспектив нефтегазоносносности Припятского палеорифта, расположенного на западе Восточно-Европейской платформы. К настоящему времени здесь открыто 85 месторождений нефти. Годовая добыча углеводородов (УВ) составляет порядка 1,7 млн. т. Создание на основе космической и геолого-геофизической информации космоструктурных моделей 2D  отдельных площадей палеорифтового бассейна позволяет выявить перспективные объекты для проведения дальнейших поисковых работ на нефть.

КОСМОСТРУКТУРНЫЕ КРИТЕРИИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

При прогнозировании нефтегазоносносности осадочных бассейнов особое внимание уделяется дизъюнктивным (от трещиноватости до глубинных разломов) и пликативным (платформенные складки типа поднятий и куполов) дислокациям слоистой структуры платформенного чехла, которым принадлежит  ведущая роль в формировании и размещении залежей УВ. В пределах Припятского палеорифта на основе  структурно-тектонического анализа данных ДЗЗ установлены активные на неотектоническом этапе: от позднего олигоцена (около 30 млн. лет назад) до настоящего времени, системы разломов и кольцевые структуры земной коры с целью выявления в комплексе с геолого-геофизическими материалами перспективных в нефтегазоносном отношении объектов.

В связи с оценкой перспектив нефтегазоносносности Припятского палеорифтового бассейна при космоструктурном картировании использовались КС со спутников Landsat-7, ALOS, IKONOS и др., с пространственным разрешением от 30 до нескольких метров. Инновации в изучении нефтеперспективных структур методами ДЗЗ тесно связаны с Белорусским космическим аппаратом, оптико-электронная съемочная система которого позволяет в панхроматическом режиме получать КС с разрешением объектов на земной поверхности 2,1 м, а в мультиспектральном – с пространственным разрешением 10,5 м.

Структурное дешифрирование КС выполнялось на основе геоинформационного и специального программного обеспечения для обработки данных ДЗЗ. Методические  приемы обработки КС заключались в классификации изображений. При этом программой были рассчитаны сигнатуры с учетом спектральной яркости пикселей и выполнена сегментация изображений с последующей их классификацией. Классифицированные КС отличаются значительным количеством однородных областей, занятых одним классом, и информативны для выделения линеаментных индикаторов проявлений дизъюнктивных и пликативных дислокаций палеорифтового бассейна и их пространственного совмещения с геолого-геофизическими данными.

Ведущими космоструктурными критериями прогноза нефтегазоносности Припятского палеорифта, установленными в результате комплексной интерпретации космической и геолого-геофизической информации, являются:

  1. выраженность дешифрируемых на КС систем линеаментов и кольцевых структур в сейсмических горизонтах, соответствующим структурным формам в нефтеносных комплексах осадочного чехла и зонам разуплотнения земной коры;
  2. прослеживание в зонах линеаментов крупных протяженных аномалий типа «уступ» гравитационного и магнитного полей;
  3. повышение плотности (густоты) линеаментов в зонах глубинных разломов, выявленных методами ГСЗ-МОГТ;
  4. приуроченность к кольцевым структурам изометричных в плане гравитацион-ных и магнитных аномалий;
  5. высокая степень вертикальной тектонической и петрографической расслоен-ности платформенного чехла и консолидированной части земной коры в пределах кольцевых структур;
  6. связь суперрегиональных и региональных линеаментов и кольцевых мегаструктур с листрическими разломами мантийного заложения, определяющих восходящую вертикальную миграцию глубинных флюидопотоков и формирование в осадочной толще земной коры зон нефтегазонакопаления;
  7. увеличение теплового потока и градиента температур в зонах линеаментов и в пределах кольцевых структур;
  8. приуроченность к линеаментам и кольцевым структурам максимальных амплитуд неотектонических деформаций и высоких значений современных вертикальных движений земной коры.

В Припятском палеорифте выявленные на основе космоструктурных критериев системы разломов и кольцевые структуры приурочены к зонам нефтегазонакопления и отражают структурные формы нефтеносных комплексов осадочного чехла. В рациональном комплексе инновационных технологий ДЗЗ из космоса при прогнозе нефтегазоносности палеорифтового бассейна весьма важно изучение активных на неотектоническом этапе глубинных разломов, являющихся подводящими каналами как для УВ, существующих в осадочной толще, так и для мантийных флюидов. Согласно вертикально-миграционного закона Н.А. Кудрявцева [3] поток УВ-флюидов, поступающий из высокотемпературных зон Земли, устремляется по глубинным разломам, трещинным зонам и другим нарушениям вверх, достигая осадочного чехла, и образует многопластовые нефтегазовые месторождения.

НЕФТЕПЕРСПЕКТИВНЫЕ СТРУКТУРЫ ПРИПЯТСКОГО ПАЛЕОРИФТА

Припятский палеорифтовый бассейн сформировался на герцинском этапе и является зоной листрического раскалывания, образованной под воздействием  процессов  рифтогенеза. Активный геодинамический режим рифтовой стадии с интенсивным погружением и накоплением мощных осадочных толщ предопре-делили формирование нефтепроизводящих отложений [4]. В Припятском палео-рифте промышленные месторождения нефти связаны с подсолевыми терриген-ным и карбонатным, межсолевым и верхним солевым нефтеносными комплекса-ми девонской толщи осадочного чехла. Зонами нефтегазонакопления служат зоны приразломных поднятий, а ловушками в их пределах – блоковые, пликативно-блоковые и пликативные структуры. В отложениях вендской системы верхнего протерозоя открыты залежи нефти на Речицкой и Тишковской площадях Речицко-Вишанской зоны нефтегазонакопления.

Ведущую роль в размещении зон нефтегазонакопления и залежей нефти в Припятском палеорифте играют глубинные разломы. Они характеризуются  значительной протяженностью до первых сотен километров, раскалывают земную кору и проникают в верхний слой мантии. Разломы мантийного заложения отличаются повышенными значениями распределения поля температур в связи с подтоком глубинного тепла, поступающего из высокотемпературных очагов верхней мантии и оказывающим влияние на тепловой режим палеорифтового бассейна. Активные на неотектоническом этапе глубинные разломы находят отражение в платформенном чехле в виде дизъюнктивных смещений стратифицированных горных пород и зон трещиноватости, а их проявление на земной поверхности и КС связано с процессами линеаментогенеза [5].

В Припятском палеорифте повышенная флюидально-газовая активизация в зонах глубинных разломов способствовала формированию залежей нефти в осадочном чехле. Разломы мантийного заложения в определенных геодинамических условиях прямо или косвенно создавали также естественные барьеры на пути миграции УВ, локализуя их в пределах структурных и неструктурных ловушек конкретных зон и участков нефтегазонакопления [4].

При космоструктурном картировании Припятского палеорифтового бассейна особое внимание должно уделяться новейшей активизации мантийных разломов. Это связано с тем, что в нефтегазоносных регионах в результате неотектонических движений и изменения термобарических условий очаговых зон при миграции глубинных УВ-флюидов в верхнюю часть земной коры происходит их закономерное пространственно-стратиграфическое распределение, их естественная фазовая сепарация с разделением легкоподвижной газовой фазы и жидких УВ [6].

В позднеолигоцен-четвертичное время, как и на предшествующих этапах развития Припятского палеорифтового бассейна, высокой тектонической активностью  отличались глубинные Северо- и Южно-Припятский суперрегиональные разломы, ограничивающие палеорифт, а также региональные разломы мантийного заложения: Речицко-Вишанский, Червонослободско-Малодушинский, Микашевичский и Лоевский разломы, выраженные на КС в виде линеаментов (рис. 1).

Установленные в ходе космоструктурного картирования активные на неотектоническом этапе глубинные разломы определили характер нефтегазоносности Припятского палеорифтового бассейна. Так, в пределах Речицко-Вишанского мантийного разлома суммарные амплитуды неотектонических деформаций достигают порядка 120 м. Зоны линейных приразломных поднятий отличаются высокими градиентами современных вертикальных движений земной коры. По данным повторного высокоточного нивелирования подобные деформации здесь составляют до 25–30 мм/год, что на порядок выше региональных вертикальных перемещений земной поверхности на территории Припятского палеорифта в целом. С Речицко-Вишанским разломом мантийного заложения, испытывающим активизацию позднеолигоцен-четвертичное время, сопряжена одноименная зона нефтегазонакопления, включающая Речицкое, Осташковичское, Тишковское, Вишанское и другие промышленные месторождения нефти.

Рис. 1. Космоструктурная схема Припятского палеорифтового бассейна: 1 – 2 – суперрегиональные (1) и региональные (2) линеаменты, отражающие неотектонически активные разломы; 3 – северный сегмент Полесской кольцевой структуры; разломы (цифры в кружках): 1 – Северо-Припятский; 2 –Южно-Припятский; 3 – Речицко-Вишанский; 4 – Червонослободско-Малодушинский; 5 – Лоевский; 6 – Микашевичский; 7 – Малынско-Туровский; 8 – Пержанско-Симоновичский; 9 – Первомайско-Заозерный
Рис. 1. Космоструктурная схема Припятского палеорифтового бассейна:
1 – 2 – суперрегиональные (1) и региональные (2) линеаменты, отражающие неотектонически активные разломы; 3 – северный сегмент Полесской кольцевой структуры; разломы (цифры в кружках): 1 – Северо-Припятский; 2 –Южно-Припятский; 3 – Речицко-Вишанский; 4 – Червонослободско-Малодушинский; 5 – Лоевский; 6 – Микашевичский; 7 – Малынско-Туровский; 8 – Пержанско-Симоновичский; 9 – Первомайско-Заозерный

К испытывающим новейшую активизацию глубинным разломам и зонам нефтегазонакопления Припятского палеорифта  тяготеют локальные кольцевые структуры тектоногенной природы диаметром от 2–3 до 15 км. Они обнаруживают связь с блоковыми, блоково-пликативными и пликативными структурными формами нефтеносных комплексов в девонских отложениях платформенного чехла. Кольцевые объекты локального уровня нередко осложнены системами линеаментов с высокой плотностью их распределения по площади, что свидетельствует о повышенной трещиноватости отдельных участков нефтеносных структур, прилегающих к мантийным разломам. Оперяющие глубинные разломы системы трещин создают благоприятные условия для вертикальной миграции УВ-флюидов из верхней мантии в земную кору и способствовали  формированию залежей нефти в осадочном чехле.

При космоструктурном картировании Припятского палеорифта обращено внимание Полесской кольцевой структуре земной коры, северный сегмент которой охватывает Южный нефтегазоперспективный район палеорифтового бассейна (рис. 1,2).

Рис.2. Структурно-тектоническая схема Южного нефтегазоперспективного района Припятского палеорифта: 1 – 3 – разломы по Р.Е. Айзбергу и др. [4]: глубинные суперрегиональный (1) и региональные (2), коровые (3); 4 – неотектонически активные глубинные разломы; 5 – кентрогенные структуры; 6 – северный сегмент Полесской кольцевой структуры; разломы (цифры в кружках): 1 – Южно-Припятский; 2 – Лоевский; 3 – Микашевичский; 4 – Малынско-Туровский; 5 – Пержанско-Симоновичский ; 6 – Первомайско-Заозерный; 7 – Азерецко-Великоборский; 8 – Шестовичско-Гостовский; 9 – Буйновичско-Наровлянский; 10 – Сколодинский; 11 – Выступовичский
Рис.2. Структурно-тектоническая схема Южного нефтегазоперспективного района Припятского палеорифта:
1 – 3 – разломы по Р.Е. Айзбергу и др. [4]: глубинные суперрегиональный (1) и региональные (2), коровые (3); 4 – неотектонически активные глубинные разломы; 5 – кентрогенные структуры; 6 – северный сегмент Полесской кольцевой структуры; разломы (цифры в кружках): 1 – Южно-Припятский; 2 – Лоевский; 3 – Микашевичский; 4 – Малынско-Туровский; 5 – Пержанско-Симоновичский ; 6 – Первомайско-Заозерный; 7 – Азерецко-Великоборский; 8 – Шестовичско-Гостовский; 9 – Буйновичско-Наровлянский; 10 – Сколодинский; 11 – Выступовичский
Кольцевая мегаструктура имеет диаметр по длинной оси около 260 км. Сходные по размерам и геологической природе подобного типа кольцевые структуры относят к нефтеперспективным объектам, что подтверждают результаты их изучения М.Н. Смирновой [7] по данным ДЗЗ из космоса и геолого-геофизическим материалам в пределах Западно-Сибирской плиты и в других нефтегазоносных регионах.

Полесская кольцевая структура относится к полигенному типу, поскольку ее формирование происходило в течение длительного периода геологической истории под воздействием взаимообусловленных процессов магматизма, метаморфизма и тектогенеза. В позднем девоне в эпоху герцинской складчатости в ее северном сегменте формировался Припятский палеорифт широтного простирания.

В пределах северного сегмента Полесской кольцевой структуры по данным глубинного сейсмического зондирования отмечается уменьшение мощности земной коры до 35–40 км и по поверхности Мохоровичича (Мохо) здесь выделяются изометричные поднятия. Анализ глубинного строения других нефтегазоносных областей свидетельствует о приуроченности месторождений нефти к склонам поднятий верхней мантии.

Полесская кольцевая структура отличается высокой степенью вертикальной тектонической и петрографической расслоенности земной коры и мантии. По-видимому, северный сегмент кольцевой мегаструктуры отражает контур литосферного пространства со значительным объемом разуплотненной разогретой подкоровой мантии, способной перемещаться вверх, приподнимая при этом поверхность Мохо, как это отмечается под Припятским палеорифтом. Существующие в пределах северного сегмента Полесской кольцевой структуры зоны разуплотнения по аналогии с мантийными разломами, возможно, насыщены УВ-флюидами. Это позволяет предположить, что дешифрируемые на КС дугообразные линеаменты мегаструктуры контролируют размещение нефтеперспективных зон.

Потенциально перспективными в нефтегазоносном отношении являются участки пересечения северного сегмента Полесской кольцевой структуры Малынско-Туровским, Пержанско-Симоновичским и Первомайско-Заозерным разломами (рис. 2). Узловые зоны, или кентрогенные структуры [8] характеризуются повышенной трещиноватостью платформенного чехла и кристаллического фундамента, а также контрастностью проявления новейших тектонических движений. В пределах кентрогеннных структур возникают максимальные напряжения в литосферном пространстве, и происходит интенсивная вертикальная миграция УВ-флюидов из верхней мантии в консолидируемую часть земной коры и осадочную толщу.

К северному сегменту Полесской кольцевой структуры приурочены Буйновичско-Наровлянская и Выступовичская зоны потенциального нефтегазонакопления, которые контролируются одноименными региональными разломами (рис. 2). Они включают серию блоков в подсолевых верхнедевонских отложениях, представляющих интерес в нефтеносном отношении. В верхней соленосной толще Буйновичско-Наровлянской зоны выделяются Кустовницкое и Наровлянское криптодиапировые поднятия, выраженные на КС в виде локальных кольцевых структур. В галитовой субформации и брекчии кепрока соляных куполов могут быть установлены залежи нефти.

Перспективы нефтегазоносности Припятского палеорифтового бассейна связаны с неотектонически активным Микашевичским глубинным разломом. Его мантийное заложение выявлено по данным глубинного сейсмического зондирования. Региональный разлом полого погружается к югу от Микашевичско-Житковичского выступа до глубины порядка 60 км. В зоне мантийного разлома суммарные амплитуды неотектонических движений составляют 100–120 м и на КС прослеживается региональный линеамент (рис. 1), что свидетельствует об его новейшей активизации.

К Микашевичскому глубинному разлому с востока примыкает Селютичская нефтеперспективная структура, выделенная в осадочном чехле в подсолевом комплексе верхнего девона по данным сейсморазведки и отражающаяся  на КС в виде локального кольцевого объекта (рис. 3). Положение структуры контролируется также западным фрагментом Шестовичско-Гостовского разлома.

Селютичская структура выражена в виде полуантиклинального поднятия, ограниченного разрывными нарушениями (рис 4). В результате бурения скважин в пределах нефтеперспективной структуры в разрезе подсолевых карбонатных отложений (семилукский горизонт) установлены породы-коллекторы, представленные трещиновато-кавернозными доломитами с нефтепроявлениями. С целью выявления залежей УВ в подсолевом комплексе Селютичской структуры необходимо с учетом комплексного анализа результатов космоструктурного  картирования и данных сейсмического зондирования заложить поисковую скважину с проектной глубиной 2,3 км до вскрытия пород кристаллического фундамента.

Рис.3. Космоструктурная схема Селютичской нефтеперспективной структуры: 1 – дугообразные линеаменты локальной кольцевой структуры; 2 – линеаменты в зонах новейшей активизации региональных разломов (цифры в кружках): 1 – Микашевичского, 2 – Шестовичско-Гостовского; 3, 4 – линеаменты, отражающие локальные разломы (3) и зоны повышенной трещиноватости платформенного чехла (4); 5 – линия геологического разреза по данным сейсмического зондирования; 6 – проектная скважина
Рис.3. Космоструктурная схема Селютичской нефтеперспективной структуры:
1 – дугообразные линеаменты локальной кольцевой структуры; 2 – линеаменты в зонах новейшей активизации региональных разломов (цифры в кружках): 1 – Микашевичского, 2 – Шестовичско-Гостовского; 3, 4 – линеаменты, отражающие локальные разломы (3) и зоны повышенной трещиноватости платформенного чехла (4); 5 – линия геологического разреза по данным сейсмического зондирования; 6 – проектная скважина
Рис. 4. Селютичская нефтеперспективная структура. Геологический разрез по данным сейсмического зондирования: 1 – разрывные нарушения, 2 – стратиграфические границы по отражающим горизонтам I – V, 3 – поверхность кристаллического фундамента, 4 – проектная скважина, 5 – прогнозируемые залежи нефти
Рис. 4. Селютичская нефтеперспективная структура. Геологический разрез по данным сейсмического зондирования:
1 – разрывные нарушения, 2 – стратиграфические границы по отражающим горизонтам I – V, 3 – поверхность кристаллического фундамента, 4 – проектная скважина, 5 – прогнозируемые залежи нефти

Важнейшей задачей космоструктурного картирования в Припятском палеорифтовом бассейне является выяснение геологической природы и нефтепоискового значения локальных кольцевых структур, примыкающих к промышленным месторождениям нефти или расположенных вблизи них. Следует отметить, что такие участки перспективны для поисков залежей УВ, о чем свидетельствует, например, открытие в Речицко-Вишанской зоне приразломных поднятий залежи нефти в районе двух уже действующих месторождений — Южно-Осташковичского и Южно-Тишковского.

Формирование новых залежей УВ вблизи разрабатываемых месторождений нефти, возможно, связано с подтоком глубинных УВ-флюидов в зонах региональных мантийных разломов и прилегающих к ним кольцевых структур. В пределах приподнятых и опущенных крыльев разломов УВ могут быть генерированы в блоковых и блоково-пликативных структурных формах, испытывающих активизацию в позднеолигоцен-четвертичное время и выраженных на КС в виде локальных кольцевых объектов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В Припятском палеорифте на основе структурно-тектонического анализа космической информации в комплексе с геолого-геофизическими данными установлены активные на неотектоническом этапе разломы и кольцевые структуры земной коры, обнаруживающие связь с зонами нефтегазонакопления, структурными формами нефтеносных комплексов осадочного чехла и потенциальными нефтегазоносными объектами. Ведущую роль в размещении зон нефтегазонакопления и залежей нефти в палеорифтовом бассейне играют глубинные разломы, выраженные на КС в виде региональных линеаментов.

Разломы мантийного заложения отличались повышенной тектонической и флюидально-газовой активизацией как на ранних этапах развития палеорифтового бассейна, так и в позднеолигоцен-четвертичное время. В проницаемых зонах разломов создавались благоприятные палеогеодинамические условия для миграции УВ и образования нефтяных залежей. Перспективными в нефтегазоносном отношении являются участки пересечения глубинными разломами северного сегмента Полесской кольцевой структуры.

При прогнозе нефтегазоносносности Припятского палеорифта на основе космоструктурных критериев следует учитывать новейшую активность разломов и кольцевых структур, определяющую повышенную проницаемость земной коры для вертикальной миграции мантийных УВ-флюидов и формирования залежей нефти.