СКОЛЬКО НЕФТИ В НЕДРАХ БЕЛАРУСИ? Виртуальная дискуссия «Углеводородные перспективы недр Беларуси»

Закончится ли век белорусской нефтедобычи, как предсказывают специалисты?

За 56 лет в Беларуси на поверхность поднято более 137 млн т. В «Белоруснефти» уверяют, что при нынешних темпах разведки и добычи еще на 30 лет разведанных запасов нефти нам хватит. Многие ученые все активнее говорят о восполняемости нефтяных запасов, основываясь на неорганических представлениях о генезисе «черного золота». Некоторые эксперты считают, что в наших недрах нефти намного больше, но искать ее нужно новыми способами. Так ли это?

Для участия в виртуальной дискуссии «Углеводородные перспективы недр Беларуси» редакция пригласила экспертов, которые ответили на следующие вопросы:

Есть ли перспективы в наращивании разведанных запасов нефти и газа в Беларуси в целях увеличения их добычи?

Какие площади (участки), разрезы осадочного чехла Припятского прогиба следует включать дополнительно в анализ для расширения оценки углеводородного потенциала Беларуси?

Каковы перспективы выявления залежей нефти в породах фундамента?

Как вы оцениваете перспективы освоения нетрадиционных источников углеводородного сырья в Беларуси?

Какие из современных методов и технологий освоения углеводородных ресурсов следует применять в Беларуси?

Каковы перспективы выявления залежей углеводородов в других регионах Беларуси, кроме Припятского прогиба?

 

Батрбек Кусов, кандидат геолого-минералогических наук, член-корреспондент РАЕН, ведущий геолог ПАО «Чеченнефтехимпром»

— До настоящего времени Припятский прогиб остается единственной геологической структурой в Республике Беларусь, где ведутся работы по поиску, разведке и добыче нефти и газа. Работы в его пределах могут поддержать текущий уровень добычи углеводородов (УВ) или же увеличить на некоторое время, но открытий принципиального, прорывного характера ожидать не приходится. Кристаллический фундамент Припятского прогиба может содержать залежи нефти и газа. Но в обозримом будущем вряд ли удастся провести целенаправленные и эффективные поисковые работы по их обнаружению по следующим причинам. Во-первых, большая глубина залегания фундамента, перекрытого мощной с чрезвычайно высокой литологической и структурной неоднородностью толщей осадочных пород. Это существенно снижает возможности различных геофизических методов поиска коллекторов в фундаменте. Во-вторых, механизм формирования резервуара (пустотного пространства) в кристаллическом фундаменте принципиально отличается от такового в породах осадочного чехла. Поэтому традиционные методы прогноза и поиска коллекторов в осадочных бассейнах к кристаллическому фундаменту неприменимы.

 

Валерий Карпов, кандидат геолого-минералогических наук, заслуженный геолог Российской Федерации, член редакционного совета журнала «Недропользование ХХI век»

— Безусловно, есть.

Достаточно сказать, что пока лишь на 1/3 территории Припятского прогиба идет добыча углеводородов, а остальная часть ждет своего времени. Почему это ожидание затянулось? Не повезло прогибу со временем: развал СССР, союзных и республиканских служб геологии затормозил процесс развития не только здесь.

Припятский прогиб уникален прежде всего 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.

Очевидно, что разломы (тектонические нарушения) в той или иной степени прямо либо косвенно определяют условия формирования скоплений УВ.

Большинство положительных структур, контролирующих залежи УВ, являются структурами древнего заложения и длительного унаследованного развития: в Припятском прогибе это практически все месторождения Северной структурной зоны. Но, к сожалению, такие объекты здесь (как и в других старых нефтегазоносных провинциях) уже исчерпаны.

Природные резервуары УВ претерпели глубокие преобразования во время рифтогенеза на этапах растяжения и сжатия, происходивших вплоть до среднего триаса, что создало основу для развития неструктурных (неантиклинальных) ловушек различного генезиса и морфологии.

Антиклинальная (структурная) парадигма, достигнув определенного уровня успешности геологоразведочных работ (ГРР) и обеспечив сегодняшний минерально-сырьевой потенциал по УВ, должна уступить место тектонической парадигме, предусматривающей новое пока не признанное направление ГРР — поиск тектонозависимых скоплений УВ (в т.ч. в пределах отрицательных структур), которые могут создавать достаточно крупные месторождения.

Следует признать, что достигнутая за многие годы успешность ГРР на УВ уже не может быть увеличена только путем совершенствования методики, внедрения различных инноваций, если продолжать разбуривать положительные структуры и не перейти к картированию непосредственно скоплений УВ независимо от структурной характеристики и к использованию различных технологий «прямых» методов.

В качестве в первую очередь подлежащих тщательной ревизии следует рассматривать объекты, связанные с парагенетической ассоциацией (сонахождением) положительной и отрицательной структур, разделенных активным разломом. При этом отрицательная структура является частью древнего поднятия, расформированной на поздних этапах тектонического развития, имеет свойства «агрессора» по отношению к положительной структуре, нередко лишенной УВ. Это направление может быть наиболее эффективным, т.к. предусматривает поиск объектов на малых глубинах. И такие объекты прежде всего следует искать в регионах, испытавших тектоническую перестройку нефтегазоперспективных горизонтов на постседиментационных этапах.

Проще говоря, структурный этап освоения Припятского прогиба исчерпал себя, а неструктурный (неантиклинальный), по большому счету, еще не начинался. А он обещает быть весьма продуктивным.

Кроме того, есть еще Оршанская и Брестская впадины, но о них разговор должен быть отдельным.

 

Ярослав Грибик, заведующий лабораторией геотектоники и геофизики Института природопользования НАН Беларуси, кандидат геолого-минералогических наук, в 1999—2014 годы — главный геолог РУП «Белгеология»

— Беларусь за почти 55-летний период добычи нефти в основном и единственном Припятском нефтеносном бассейне прошла следующие этапы: начальный (1964—1975 годы), где максимальная добыча составляла 7,96 млн т, разведочный (1975—1995 годы) — падение добычи до 2 млн т, этап стабилизации (1990—2019 годы), в период которого уровень добычи поддерживался на уровне 1,65 млн т. В последние годы намечается тенденция к медленному росту уровня добычи примерно на 10—20 тыс. т ежегодно. Это положительный фактор, который мы приветствуем.

Также положительная тенденция последних лет — повышение уровня прироста промышленных запасов, компенсирующих добычу нефти. Таким образом, идет процесс восстановления ресурсного потенциала за счет прироста запасов. Однако следует признать, что этот прирост наблюдается в основном на объектах ранее выявленных и разрабатываемых месторождений. Открываемые новые месторождения по запасам небольшие. Поэтому в первую очередь стоит вопрос не о значительном повышении добычи нефти, а о поддержании на достигнутом уровне с намечаемой тенденцией его роста по 10 — 20 тыс. т ежегодно. И самое главное — это увеличение объема поисковых работ, которые позволят расширить разведанный ресурсный потенциал. А он явится основой роста добычи нефти.

 

Валерий Бескопыльный, ученый и производственник в области поиска, разведки и разработки залежей нефти и газа

— Сформулирую вопрос в несколько перефразированном виде: какие существуют направления увеличения ресурсной базы добычи углеводородов в Беларуси, способные обеспечить приросты запасов нефти и газа при оптимальных затратах материальных и финансовых средств?

Отвечая на этот вопрос, перечислим главные направления деятельности, обеспечивающие увеличение ресурсной базы нефтедобычи.

1. Организация комплекса работ, обеспечивающих повышение доли извлекаемой нефти из уже разрабатываемых месторождений. Геологи называют такие работы доразведкой месторождений. Из действующих месторождений в соответствии с научными проектами разработки планируется добывать в среднем только около 30% тех объемов нефти, которые имеются в каждой залежи. Нефть в недрах бывает самого различного качества, например легкая под большим давлением или вязкая, не имеющая внутренней энергии. Во втором случае нефть относится к категории трудноизвлекаемых. Имеются и другие виды трудноизвлекаемых запасов, значительно усложняющие извлечение УВ из недр. В первые периоды эксплуатации месторождений добыча осуществляется общепринятыми методами, без сложнейших проблем. К настоящему времени в разрабатываемых залежах значительно сократился объем текущих остаточных запасов нефти, что сопровождается увеличением в них доли трудноизвлекаемых. Все это ведет к сокращению объемов добычи УВ, а также к усложнению и удорожанию эксплуатации месторождений. Казалось бы, не может быть речи об увеличении запасов на таких месторождениях…

Тем не менее геологи со временем все более детально познают особенности каждой залежи. При бурении, разработке залежей и добыче УВ с каждым годом внедряются все более совершенные техника, оборудование и технологии. Этот прогресс способствует уточнению (нередко в сторону увеличения) учтенных извлекаемых запасов нефти на разрабатываемых залежах. Кроме того, появляется возможность подсчета и вовлечения в плановую разработку тех неучтенных запасов углеводородов, которые приурочены к низкопроницаемым коллекторам и плотным резервуарам (полуколлекторам), расположенным вокруг или между традиционными коллекторами разрабатываемых месторождений.

Следуя терминологии американских геологов, полуколлекторы можно именовать также сланцевыми (глинистыми) резервуарами (shale reservoirs) и плотными резервуарами (tight reservoirs). Низкопроницаемые коллекторы и полуколлекторы содержат неучтенную нефть, которая постепенно (по мере выработки нефти из традиционной залежи) поступает из этих пород в породы-коллекторы. Такое поступление нефти увеличивает запасы традиционной залежи за счет нетрадиционных источников УВ. Следует отметить, что пока нет возможности точно количественно оценивать объемы перетоков углеводородов из разнообразных низкопроницаемых коллекторов и плотных резервуаров в истощаемые традиционные коллекторы. Нет также возможности прогнозировать величины дебитов нефти из этих пород. Основная причина такой неопределенности заключается, наверное, в том, что в Беларуси свойства низкопроницаемых коллекторов, плотных и глинистых резервуаров в лабораторных условиях изучаются не так активно, как они того заслуживают. Положительным обстоятельством является то, что компьютерное моделирование и результаты бурения специальных скважин «указывают на наличие дополнительного, ранее не учтенного резерва добычи нефти на «зрелом» (давно разрабатываемом) Речицком месторождении, которое эксплуатируется уже более 50 лет».

Таким образом, даже на разрабатываемых месторождениях существует резерв прироста запасов нефти и, следовательно, возможность дополнительной добычи нефти и газа. Эти соображения не являются новостью для производственников. На Речицком месторождении нефти проводится специальное бурение на низкопроницаемые коллекторы. Автор данных строк надеется, что в результате бурения этих скважин многое прояснится также относительно перспектив нефтегазоносности плотных резервуаров (карбонатных полуколлекторов).

2. Осуществление ввода в разработку всех открытых залежей. К сожалению, не все открытые месторождения и даже отдельные залежи на разрабатываемых месторождениях сегодня находятся в эксплуатации, т.е. в процессе извлечения нефти. По каждому такому случаю имеются какие-то объяснения. Часто обоснованием являются экономические расчеты, основанные порой на определенных некорректных предпосылках. Результатом данных экономических прогнозов оказывается прекращение эксплуатации скважин и т.д. Мировой опыт добычи УВ показывает, что при наличии доброй воли даже отдаленные крошечные залежи нефти можно разрабатывать с прибылью.
3. Выявление новых залежей или обнаружение неизученных участков открытых залежей в пределах известных месторождений. Разведочные работы на открытых месторождениях являются значительным резервом прироста запасов углеводородов. В старых нефтегазоносных регионах мира высокоточные сейсморазведочные работы, разведочное бурение вблизи известных залежей приводят к приросту запасов нефти и газа. Не исключением является Припятский нефтегазоносный бассейн. Хотя все окрестности крупных месторождений Беларуси уже более-менее детально разведаны, остаются еще недостаточно детально разведанными пространства между средними и мелкими подсолевыми залежами, а также пласты, в которых нефть может залегать в плотных или глинистых нефтенасыщенных резервуарах (полуколлекторах). В ряде межсолевых залежей остаются малоизученными возможные запасы УВ в плотных или глинистых нефтенасыщенных резервуарах, примыкающих к разрабатываемым коллекторам. Конечно, основной резерв прироста запасов нефти за счет разведки связывается с открытием новых залежей.
4. Поиски новых месторождений. Открытие новых месторождений является главным источником роста добычи УВ или, по крайней мере, ее стабилизации. Среди неоткрытых скоплений нефти прогнозируются традиционные и нетрадиционные месторождения.

Закономерным для любого нефтегазоносного региона мира является то обстоятельство, что в первую очередь геологи открывают наиболее крупные традиционные месторождения с максимальными запасами нефти и растворенного газа, поскольку они более рельефно отображаются на картах, составленных по материалам сейсморазведочных исследований недр. Приблизительно за 60 лет проведения активных поисков месторождений углеводородов в Беларуси открыто около 80 месторождений традиционного типа, т.е. приуроченных к коллекторам-породам, в порах которых содержится и довольно активно перемещаются нефть и газ, образно говоря, как через губку. Согласно научному прогнозу в межсолевых и подсолевых девонских отложениях Припятского нефтегазоносного бассейна еще можно выявить не менее 50 традиционных месторождений. Естественно, каждое из неоткрытых месторождений характеризуется относительно небольшими запасами нефти. Прогнозируемые месторождения расположены чаще всего на больших глубинах, и их трудно обнаружить имеющимися методами поиска УВ. Удельные затраты на открытие таких месторождений и добычу из них нефти значительно превышают финансовые вложения, потраченные в среднем на добычу одной тонны нефти из крупных месторождений. Поэтому при планировании освоения ресурсов нефти из этих месторождений часто решающее слово принадлежит экономистам, что совсем не нравится геологам. Тем не менее поисковые работы в целях открытия традиционных подсолевых и межсолевых месторождений следует продолжать — это и реализуется в относительно небольших объемах в Беларуси.

Значительно более крупные неразведанные ресурсы УВ прогнозируются в нетрадиционных месторождениях Припятского прогиба. Специалисты предполагают наличие нескольких видов таких месторождений. Главным стратиграфическим подразделением осадочного разреза Припятского прогиба, перспективным для поисков нетрадиционных скоплений УВ в глинистых и плотных резервуарах, является фаменская межсолевая толща. В этих природных резервуарах прогнозируются неразведанные ресурсы нефти суммарным объемом, по разным оценкам, от 280 до 1 800 млн т. В подсолевых полуколлекторах также прогнозируются нефти. Однако для эффективного освоения этих ресурсов углеводородов белорусским специалистам предстоит еще много работы по лабораторному и дистанционному изучению недр, уточнению наиболее перспективных участков, обновлению техники и технологий.

 

Петр Повжик, кандидат технических наук, доцент, заместитель генерального директора по геологии РУП «Производственное объединение «Белоруснефть»

— В настоящее время одна из главных задач, стоящих перед геологической службой РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», — восполнение ресурсной базы за счет компенсации добытого объема углеводородов приростом запасов. Для этих целей предприятие за последнее время существенно нарастило объемы геологоразведочных работ, как камеральных, научно-исследовательских, так и полевых сейсморазведочных, для выявления и оценки перспективных объектов на углеводороды, а также поисково-разведочного бурения в целях выявления и оценки залежей углеводородов. Например, плановые объемы полевых сейсморазведочных 3D-работ в 2019 году являются максимальными в белорусском регионе полевой съемки по данной методике.

Это серьезная задача, требующая существенных затрат и на проведение геологоразведочных работ, и на перевооружение, дооснащение подразделений геологоразведочного блока предприятия. И без внедрения в производство новых технологий, включая новые методические подходы к выполнению работ, без нового оборудования и программного обеспечения, без обучения и повышения квалификации специалистов реализовать намеченные планы будет весьма проблематично.

При этом говорить о расширении ресурсной базы углеводородов в Республике Беларусь, ее наращивании, учитывая степень геологической изученности Припятского нефтегазоносного бассейна, к сожалению, не приходится. Повторюсь, основная задача проведения геологоразведочных работ на УВ на современном этапе — восполнение, а не наращивание ресурсной базы и стабилизация добычи нефти на территории Беларуси.

Например, предприятию удалось стабилизировать в 2014—2016 годах добычу нефти в Республике Беларусь на уровне 1,645 млн т/год, а начиная с 2017 года стало возможным наращивать добычу нефти до 1,650 млн т/год в 2017 году, до 1,670 млн т/год в 2018 году, а также планировать на 2019 год годовую добычу нефти в объеме 1,690 млн т.

Важно отметить, что уже в прошлом году впервые за два десятилетия компенсация годовой добычи приростом запасов промышленных категорий составила 100%.

Компенсация добычи нефти приростом запасов за счет проведения геологоразведочных работ, доразведки и повышения нефтеотдачи действующих месторождений при этом увеличилась с 50% в 2014—2015 годах до 65% в 2016 году, 85% в 2017 году и 100% в 2018 году. В 2019 году мы также на 100% компенсировали добычу нефти приростом запасов.

Ярослав Грибик:

— Основными нефтеперспективными и нефтеносными комплексами в условиях Припятского прогиба являются межсолевой и подсолевой карбонатный. Они, очевидно, и будут основными нефтеперспективными. Не полностью изучены перспективы подсолевого терригенного комплекса, характеризующегося большей расчлененностью разреза и в то же время увеличением мощности в западном направлении. Есть также перспективы выявления новых залежей в верхнесоленосном комплексе.

Сегодня наряду с Северной и Центральной зонами из нефтеперспективных в нефтеносную следует переводить уже и Южную зону Припятского прогиба. Предпосылки к этому есть. Свое видение данного направления мы озвучили в прошлом году. Параллельно следует оценивать перспективы Туровской депрессии и Лоевской седловины.

Батрбек Кусов:

— Многочисленные факты из геологии нефти и газа, полученные в последние десятилетия, дают основание утверждать, что осадочные бассейны перед кристаллическим фундаментом в части нефтегазоперспективности имеют единственное преимущество: к ним уже привыкли.  

Месторождения углеводородов (УВ) обнаружены в породах любого состава, возраста и генезиса, в резервуарах любых структурных форм и за пределами осадочных бассейнов. Но традиционная идеология и методика поисков нефти и газа, сформировавшаяся применительно к осадочным бассейнам, не применима к породам кристаллического фундамента. Именно это является главным сдерживающим фактором в реализации нефтегазоносного потенциала кристаллического фундамента во всем мире. Прежде всего, это относится к вопросу картирования резервуара. В осадочных бассейнах формы резервуаров почти всегда совпадают с формами пластов слоистой среды, которые хорошо картируются сейсморазведкой. Поэтому она является основным методом подготовки объектов к поисковому бурению в осадочных бассейнах.

Механизм формирования пустотного пространства в массиве пород кристаллического фундамента принципиально отличается от такового в осадочных породах. Лишь в некоторых случаях сходный механизм формирования пустотного пространства под влиянием глубинных факторов можно обнаружить в карбонатных массивах, когда в них вблизи глубинных разломов под влиянием агрессивных относительно карбонатов гидротермальных растворов формируется высокоемкое пустотное пространство, не зависящее от форм напластования и пронизывающее почти всю мощность карбонатной толщи при незначительном площадном распространении. В данных случаях явно просматривается наложенный характер форм этих резервуаров на структурные формы слоистой среды. 

Такие факты изучены и описаны в некоторых регионах, например, в центральной части Байкитской антеклизы (запад Сибирской платформы), в карбонатной толще Северо-Ракушечного нефтяного месторождения на Мангышлаке.

В Припятском прогибе также имеются аналогичные факты. Здесь в верхнедевонской (межсолевой) карбонатной толще вблизи региональных глубинных разломов часто по всей мощности толщи (до 200 м) развиты высокоемкие кавернозно-пористые коллекторы метасоматической (глубинной) природы. Вдали от глубинных разломов, на Червоно-Слободской и Шатилковской ступенях, коллекторы в межсолевой толще развиты на двух уровнях — в кровле второй и четвертой литолого-стратиграфических пачек. Мощности коллекторов не превышают 20 м, распространены на значительных площадях и сформировались в результате проявления внутриформационных перерывов в осадконакоплении с частичным размывом уже полностью литифицированных пород (поверхностный фактор). Наблюдается прямая корреляция между глубиной размыва и фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов, сформировавшихся под поверхностью перерыва.

Валерий Карпов:

— Это, конечно, центр и юг прогиба (Внутренний грабен), имеющие свою историю тектонического развития, свои закономерности размещения скоплений УВ.

По разрезу эти части прогиба нефтеперспективны как на малых глубинах (надсолевая толща), так и на глубинах больших, включая фундамент.

С учетом высокой перспективности поисков УВ глубокопогруженных отложений проведение исследований в этом направлении представляется весьма перспективным как с точки зрения изучения фундаментальных процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления, так и прогнозирования УВ потенциала недр и разработки долгосрочной стратегии развития нефтегазового комплекса.

В общем случае с глубиной меняется генетический спектр типов ловушек, типов природных резервуаров УВ. Ниже 3 000—4 000 м (в зависимости от региона) преобладают неантиклинальные (неструктурные), в большей степени тектонозависимые типы ловушек, непластовые типы природных резервуаров, трещинные породы — коллекторы, приуроченные к тектонитам.

Поскольку очевидно, что с глубиной резко возрастает роль разломной тектоники, необходимо, чтобы модель в качестве главного элемента, контролирующего нефтегазоносность, содержала разломное образование со всеми статическими и динамическими характеристиками.

Большие глубины любого нефтегазоперспективного региона — это не только и не столько осадочный комплекс пород, это, прежде всего, породы фундамента различного возраста, который благодаря активному разлому становится регионально нефтегазоперспективным комплексом.

Для природных резервуаров УВ, формирующихся в условиях активного разлома, характерны существенные генетические отличия:

• - традиционные представления о коллекторах и покрышках не приемлемы, т.к. под влиянием тектонической переработки (и сопутствующих вторичных процессов) бывшие покрышки (глины, плотные разности терригенных и карбонатных пород) становятся коллекторами, а песчаники, карбонаты и прочие коллекторосодержащие комплексы по этой же причине превращаются в покрышки;
• - размеры и геометрия скопления УВ определяются главным образом масштабами емкостного пространства;
• - при значительной высоте и малой ширине залежи последняя имеет в общем случае большую протяженность, т.е. ей присущи либо линеаментный вид, коррелируемый с контролирующим разломом, либо изометрическая форма, подчиненная узлу пересечения разломов.

Понятно, что для обнаружения таких скоплений УВ необходимо применение соответствующей методики нефтегазопоисковых работ, что составляет главную проблему больших глубин.

Проблемы малых глубин в Припятском прогибе совпадают с проблемами надсолевой толщи, имеющей свою специфику геологического строения и перспектив нефтеносности.

Особый интерес в Припятском прогибе представляют отрицательные структуры (ОС), образованные надсолевой толщей, где имеются все условия для образования и сохранения залежей нефти, подтвержденные прямыми и косвенными признаками, и где пока не открыто ни одного месторождения.

Из всего обилия прогнозируемых ловушек, приуроченных к ОС, по степени связи с нижележащими межсолевыми и подсолевыми толщами и по условиям сохранности скоплений УВ наиболее перспективны вторичные компенсационные мульды, в первую очередь потому, что они являются частью древних поднятий, расформированных на последних этапах тектонического развития Припятского прогиба.

Таким образом, если рассматривать надсолевую толщу, можно рекомендовать первоочередной участок — Свободскую площадь, где зафиксированы все условия для образования и сохранения скоплений УВ, где вслед за открытием нижнепермской соленосной толщи следует ожидать открытия месторождения нефти.

По другим нефтеперспективным толщам (включая кристаллический фундамент) необходима тщательная ревизия геолого-геофизического материала с точки зрения влияния особенностей тектоники на каждом локальном участке. И начинать необходимо с тех мест, где уже получены притоки нефти (Восточно-Выступовичская, Радомлянская, Южно-Валавская, Ново-Ельская, Кузьмичевская, Каменская, Южно-Домановичская и другие подобные скопления УВ).

Что касается кристаллического фундамента, особый интерес представляет также Северный борт прогиба (по аналогии с Днепровско-Донецкой впадиной), требующий определенной методической подготовки.

Валерий Бескопыльный:

— Анализ карт распределения прогнозируемых ловушек УВ на территории деятельности РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» показывает, что существуют предпосылки для обнаружения новых традиционных залежей нефти вблизи открытых месторождений, а также в пределах слабоизученных бурением девонских отложений на склонах и подножиях тектонических ступеней. Подсолевые залежи могут быть выявлены в промежуточных блоках тектонических ступеней.

Высока вероятность открытия залежей УВ, приуроченных к неструктурным объектам зон трещиноватости пород, органогенных построек и выклинивания коллекторов. Для обнаружения традиционных залежей нефти в подсолевых коллекторах наиболее перспективными по комплексу показателей промышленного нефтегазообразования являются гребневые части Червонослободского, Шестовичского, Буйновичского, Гостовского, Наровлянского секторов.

Что касается прироста нетрадиционных запасов нефти, то наиболее перспективными для разведки и последующего освоения являются полуколлекторы (плотные резервуары) уже открытых, наиболее крупных нефтяных или газоконденсатных залежей, расположенные между водонефтяным контактом и покрышкой залежи. Речь идет, прежде всего, о разведке Речицкого и Южно-Александровского месторождений. Выработка УВ из нефтегазонасыщенных плотных резервуаров месторождений является новым перспективным направлением освоения ресурсов УВ, которое при благоприятном стечении геологических обстоятельств обеспечит «вторую жизнь» зрелым месторождениям. Конечно, разработка скоплений УВ в полуколлекторах является задачей еще более сложной, чем освоение трудноизвлекаемых запасов в коллекторах. Тем не менее мировой опыт добычи нефти и газа показывает, что эта задача уже успешно решается, поэтому в Беларуси она также будет решена.

Существует высокая вероятность открытия самостоятельных нетрадиционных месторождений нефти. Важно отметить, что большинство предполагаемых межсолевых перспективных участков совпадают в плане с более глубоко залегающими возможными нетрадиционными скоплениями углеводородов в подсолевых отложениях. Таким образом, одной скважиной с несколькими стволами можно открыть межсолевые и подсолевые залежи.

Основанием для довольно оптимистичного прогноза открытия нетрадиционных залежей нефти в Припятском прогибе является то обстоятельство, что остаются еще не опоискованными бурением 49% зон нефтегазонакопления от общего количества межсолевых зон, т.е. 27 зон. Большинство таких зон (20 зон) являются непродуктивными в коллекторах, но они, вероятно, нефтеносны в плотных породах (полуколлекторах). азмеры этих зон изменяются в пределах 100—613 км², что позволяет прогнозировать высокую вероятность открытия здесь нетрадиционных месторождений УВ с немалыми запасами. Высоки перспективы открытия нетрадиционных и/или комбинированных залежей УВ (в т.ч. по результатам доразведки традиционных залежей) в пределах следующих межсолевых и верхнесоленосных доказано нефтегазоносных традиционных зон нефтегазонакопления: Речицко-Вишанская, Южно-Речицко-Южно-Вишанская, Южно-Червонослободско-Южно-Малодушинская и другие.

Весьма интересными представляются данные о наличии непромышленных скоплений углеводородов в глубокопогруженных участках тектонических ступеней в скважинах № 1-Восточно-Бабичской и № 1-Сибережской. Кроме того, в 2008 году объединением «Белоруснефть» открыто месторождение Геологическое в межсолевом комплексе, представленном карбонатными низкопроницаемыми коллекторами и полуколлекторами. Кровля межсолевой залежи нефти находится на глубине 4,4 тыс. м, а перспективные верхнепротерозойские отложения — на глубине более 5,5 км.

Геологическое месторождение нефти по сочетанию условий генерации, аккумуляции и консервации углеводородов представляет собой уникальный для Беларуси объект концентрации в одном месте многочисленных разнообразных залежей углеводородов. Открытие этого месторождения подтвердило прогноз геологов о наличии залежей нефти в глубокопогруженных структурах. Подобные залежи являются нетрадиционными, они практически не выражены в подземном рельефе, поэтому их сложно обнаруживать. Поиск, разведка и разработка залежей нефти и газового конденсата в глубинных участках Припятского прогиба (на глубинах до 7 км) требуют новых методов, оборудования и технологий.  

Петр Повжик:

— Позволю себе не совсем корректно ответить на данный вопрос. Если говорить об участках и разрезах осадочного чехла Припятского прогиба, которые мы дополнительно к ставшим традиционными включили в анализ для восполнения ресурсной базы, то в первую очередь необходимо отметить отложения с уже доказанной нефтеносностью, но обладающие физическими свойствами, неблагоприятными для освоения их ресурсов традицонными методами. Это так называемые ресурсы нетрадиционных УВ.

Кроме решения задачи по освоению ресурсов нетрадиционных углеводородов в плотных, низкопроницаемых породах мы наметили работы по переоценке перспектив выявления залежей УВ в Южном структурном районе Припятского прогиба. Здесь идет речь об оценке перспектив выявления нетрадиционных для Припятского прогиба литологически ограниченных залежей УВ в терригенных отложениях межсолевого комплекса.

— Есть ли нефть в фундаменте, нет ли нефти в фундаменте? Эти вопросы провокационные — за ними обычно следуют жаркие споры сторонников органической и неорганической теорий происхождения нефти.

Если рассматривать вопрос с практической точки зрения, то для образования любого местоскопления УВ (будь то в отложениях осадочного чехла, будь то в породах кристаллического фундамента) необходимо наличие ловушки — части природного резервуара, состоящего из горных пород, способных вмещать углеводороды и отдавать их при разработке, перекрытых и экранированных непроницаемыми горными породами, защищающими местоскопление УВ от рассеивания и разрушения. И результаты выполненных работ по геологическому изучению территории Припятского прогиба свидетельствуют о возможном наличии таких природных резервуаров, где вмещающими УВ породами-коллекторами могут являться выветрелые и дезинтегрированные (раздробленные) породы кристаллического фундамента. К слову, ряд таких залежей углеводородов в породах кристаллического фундамента выявлен в пределах Днепрово-Донецкой впадины, составляющей вместе с Припятским прогибом Припятско-Донецкий авлакоген, к которому приурочена одноименная Припятско-Донецкая нефтегазоносная провинция.

Так что вполне можно говорить о перспективах выявления залежей нефти в породах фундамента на территории Припятского прогиба. Но для их обнаружения необходимо выполнение научно-исследовательских работ по выработке поисковых критериев для выявления залежей УВ в породах фундамента, определению методических подходов к проведению геологоразведочных работ (ГРР) по данным типам залежей, согласованию рационального комплекса этих работ и многое другое.

Ярослав Грибик, заведующий лабораторией геотектоники и геофизики Института природопользования НАН Беларуси, кандидат геолого-минералогических наук, в 1999—2014 годы — главный геолог РУП «Белгеология»

— Следует признать, что целенаправленных поисковых работ на фундаменте Припятского прогиба не выполнялось, кроме бурения четырех глубоких скважин в 1977—1989 годах с проходкой по фундаменту до 900 м в гребневых частях Осташковичского и Барсуковского месторождений. К сожалению, явных признаков углеводородонасыщения не установлено, однако в отдельных частях разреза выявлены пласты, представляемые как коллекторы с неясным характером насыщения. 

То есть перспектива как будто есть, однако для ее реализации сначала следует применить геофизический (сейсмический) метод изучения разреза, чтобы бурить скважину на базе фактических геолого-геофизических данных.

Полученный в тот период отрицательный результат по глубоким скважинам на Осташковичском и Барсуковском месторождениях в значительной мере помешал реализации проекта, а именно бурению параметрической скважины Речицкая 201 с проектной глубиной 4 200 м и проходкой по фундаменту 1 100 м. Сегодня следует признать, что бурение этой скважины дало бы положительный ответ на вопрос о нефтеносности пород фундамента Речицкого месторождения. Получение притока нефти из пород кристаллического фундамента совместно с вышезалегающими верхнепротерозойскими отложениями осадочного чехла (вендский комплекс) в скважине Речицкая 240 в 1998—2000 го-дах не позволило дать однозначный ответ о продуктивности в ней пород фундамента. Однако январские данные по скважине Речицкая 601 с перспективными геолого-геохимическими характеристиками вскрытой части пород кристаллического фундамента в интервале 2 916—3 020 м позволяют рассчитывать на положительный результат уже в этом году.

В последние годы получена также положительная информация по породам фундамента в скважинах Шумятичская 1, Прибор 1.

В 2018 году в скважине Прибор 1 с глубины 960 м от поверхности фундамента получены аномальные показания по газовому каротажу. Это может свидетельствовать о наличии газа либо конденсатонасыщенности, которую так и не удалось проверить в данной скважине.

Перспектива выявления залежей углеводородов в фундаменте Припятского прогиба есть — это подтверждают данные по Днепровско-Донецкой впадине в Украине, где установлено до 15 месторождений в фундаменте.

В решении проблемы весомая роль принадлежит и региональным исследованиям глубинного строения земной коры. Об этом свидетельствуют данные, полученные по региональному международному геофизическому профилю Несвиж — Брагин — Чернигов — Полтава  в рамках международного проекта «Георифт 2013». По результатам исследований установлены сходства и отличия двух нефтеносных бассейнов как по характеру флюидного насыщения разрезов, так и по возможной прогнозной оценке перспектив пород фундамента Днепровского нефтеносного бассейна Украины.

Оценку перспектив разрезов нефтеносных бассейнов ниже осадочного чехла следует проводить по отдельной программе с прогрессивным геолого-геофизическим комплексом.

Валерий Бескопыльный, ученый и производственник в области поиска, разведки и разработки залежей нефти и газа

— Анализ карт распределения прогнозируемых ловушек УВ на территориях, где ведет свою деятельность РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», показывает, что существуют предпосылки обнаружения новых традиционных залежей нефти вблизи уже открытых месторождений, а также в пределах слабоизученных бурением девонских отложений на склонах и подножиях тектонических ступеней. Подсолевые залежи могут быть выявлены в промежуточных блоках тектонических ступеней. Высока вероятность открытия залежей УВ, приуроченных к неструктурным объектам зон трещиноватости пород, органогенных построек и выклинивания коллекторов. Для обнаружения традиционных залежей нефти в подсолевых коллекторах наиболее перспективными по комплексу показателей промышленного нефтегазообразования являются гребневые части Червонослободского, Шестовичского, Буйновичского, Гостовского, Наровлянского секторов.

Что касается прироста нетрадиционных запасов нефти, то наиболее перспективные для разведки и последующего освоения полуколлекторы (плотные резервуары) уже открытых, самых крупных нефтяных или газоконденсатных залежей, расположенные между водо-нефтяным контактом и покрышкой залежи. Речь идет, прежде всего, о разведке Речицкого и Южно-Александровского месторождений. Выработка УВ из нефтегазонасыщенных плотных резервуаров месторождений — новое перспективное направление освоения ресурсов УВ, которое при благоприятном стечении геологических обстоятельств обеспечит вторую жизнь зрелым месторождениям. Конечно, разработка скоплений УВ в полуколлекторах является задачей еще более сложной, чем освоение трудноизвлекаемых запасов в коллекторах. Тем не менее мировой опыт добычи нефти и газа показывает, что эта задача уже успешно решается, и поэтому в Беларуси она также будет решена.

Существует высокая вероятность открытия самостоятельных нетрадиционных месторождений нефти. Важно отметить, что большинство предполагаемых межсолевых перспективных участков совпадают в плане с более глубоко залегающими возможными нетрадиционными скоплениями углеводородов в подсолевых отложениях. Благодаря этому одной скважиной с несколькими стволами можно открыть межсолевые и подсолевые залежи.

Основанием для довольно оптимистичного прогноза открытия нетрадиционных залежей нефти в Припятском прогибе выступает то обстоятельство, что остаются еще не опоискованными бурением 49% зон нефтегазонакопления от общего количества межсолевых зон, т.е. 27 зон. Большинство таких зон (20) непродуктивны в коллекторах, но они, вероятно, нефтеносны в плотных породах (полуколлекторах). Размеры этих зон изменяются в пределах 100—613 км², что позволяет прогнозировать высокую вероятность открытия здесь нетрадиционных месторождений УВ с немалыми запасами. Высока вероятность открытия нетрадиционных и (или) комбинированных залежей УВ (в т.ч. по результатам доразведки традиционных залежей) в пределах следующих межсолевых и верхнесоленосных доказанно нефтегазоносных традиционных зон нефтегазонакопления: Речицко-Вишанская, Южно-РечицкоЮжно-Вишанская, Южно-Червонослободско-Южно-Малодушинская и др.

Весьма интересными представляются данные о наличии непромышленных скоплений углеводородов в глубокопогруженных участках тектонических ступеней в скважинах № 1-Восточно-Бабичская и 1-Сибережская. Кроме того, в 2008 году объединением «Белоруснефть» открыто месторождение Геологическое в межсолевом комплексе, представленном карбонатными низкопроницаемыми коллекторами и полуколлекторами. Кровля межсолевой залежи нефти находится на глубине 4,4 тыс. м, а перспективные верхнепротерозойские отложения — на глубине более 5,5 км. Геологическое месторождение нефти по сочетанию условий генерации, аккумуляции и консервации УВ представляет собой уникальный для Беларуси объект концентрации в одном месте многочисленных разнообразных залежей углеводородов. Открытие этого месторождения подтвердило прогноз геологов о наличии залежей нефти в глубокопогруженных структурах. Подобные залежи являются нетрадиционными, они практически не выражены в подземном рельефе, и потому их сложно обнаруживать. Поиски, разведка и разработка залежей нефти и газового конденсата в глубинных участках Припятского прогиба (на глубинах до 7 км) требуют новых методов, технологий и оборудования.

Батрбек Кусов, кандидат геолого-минералогических наук, член-корреспондент РАЕН, ведущий геолог ПАО «Чеченнефтехимпром»

— В кристаллических породах фундамента, как и в карбонатных отложениях, коллекторы образуются под влиянием двух групп факторов — поверхностных и глубинных. Пример формирования резервуара в кристаллическом фундаменте под влиянием поверхностных факторов на северном борту Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ) уже изучен. Для резервуара характерно слоистое строение.

Совершенно иные особенности строения и пространственного положения в теле кристаллического фундамента имеют коллекторы, обязанные своим происхождением глубинным факторам. Например, на месторождении Белый Тигр (Вьетнам) кора выветривания гранитоидов распространена по площади спорадически и имеет мощность 10—20 м, редко — до 40 м. В то же время основные нефтенасыщенные интервалы расположены в разрезе гранитного массива на глубине от десятков метров до 1 500—2 000 м от поверхности фундамента. Коллекторами служат гидротермальные метасоматиты с открытой пористостью (трещины, каверны) до 15—20%.

Перечисленные и многие другие аналогичные им факты свидетельствуют о том, что, во-первых, в породах кристаллического фундамента на любой глубине от его поверхности могут формироваться высокоемкие резервуары, имеющие различные размеры и формы; во-вторых, для картирования таких резервуаров нужны иные методические приемы и методы, чем традиционные при работах в осадочных бассейнах.

Валерий Карпов, кандидат геолого-минералогических наук, заслуженный геолог Российской Федерации, член редакционного совета журнала «Недропользование ХХI век»

— Проблема фундамента в Припятском прогибе — это прежде всего проблема больших глубин.

К тому же давно возникла насущная потребность в окончательном признании фундамента регионально-нефтегазоносным комплексом со всеми вытекающими отсюда последствиями.

Месторождения нефти и газа в фундаменте открыты на всех континентах и в большинстве акваторий.

При этом наличие в нем УВ не может быть прямым доказательством справедливости неорганической гипотезы, так же как не является свидетельством торжества «органиков», объясняющих эти факты латеральной миграцией УВ из ассоциированных осадочных пород.

Изучение объекта привело к открытию 400—450 мировых скоплений УВ в образованиях фундамента, в том числе крупных и гигантских — таких как Белый Тигр (Вьетнам), Ауджила-Нафура (Ливия), Ла-Пас и Мара (Венесуэла), Пентхендл (США) и другие. Наиболее крупные месторождения нефти и газа характеризуются значительными запасами (например, извлекаемые запасы месторождения Белый Тигр составляют более 500 млн т, месторождения Ауджила-Нафура — 470 млн т), и высокими дебитами (до 2 000 тыс. т/сут).

По вопросу об образовании залежей нефти в фундаменте в настоящее время нет единой точки зрения. Одни исследователи связывают их образование с миграцией нефти из осадочных толщ, другие — с глубинным притоком УВ по тектоническим разломам. Надо полагать, что правы и те, и другие. Тому причиной может быть тектонически активный разлом с приразломным пространством (областью динамического влияния разлома), в котором происходит одновременное или последовательное смешение флюидов собственных восходящих (в т.ч. «мантийных») и нисходящих («осадочных»), зависящее от истории и характера тектонического развития разлома.

Картирование объектов, контролирующих скопления УВ в фундаменте, конечно, существенно отличается методически от картирования этих объектов в осадочной толще. Прежде всего необходимо изучение разлома и приразломного пространства.

Поскольку трещинообразование является главным механизмом, формирующим зоны проницаемости в породах фундамента, и в этих породах на больших глубинах можно встретить огромные залежи УВ, то необходимо не бросать истощенные месторождения, а продолжать там поиск более глубоких месторождений.

Считается, что методы сейсмо- и электроразведки эффективны при изучении вертикально ориентированных или четко локализованных неоднородностей в земной коре. К ним относятся методы изучения дифракционной картины; сейсмостратиграфии; изучения зон повышенного поглощения, зон изменения скорости, частот, характера записи; электроразведки, применяемые для поисков непластовых рудных месторождений; сейсмические, гравиметрические, а также другие методы исследования околоскважинного и межскважинного пространства и т.п. Значительную роль должно играть комплексирование методов магнито- и гравиразведки как весьма чувствительных к вещественным неоднородностям. Опыт показывает, что зоны трещиноватости проявляются в микроструктуре гравитационного поля.

Особое внимание геологов должен привлекать фундамент на «старых» месторождениях, где однозначно установлена восполняемость запасов УВ, где по активному разлому соседствует «агрессивная» отрицательная структура, где есть инфраструктура, позволяющая проводить изучение и освоение фундамента с меньшими временными и материальными затратами.

Такие участки могут быть локализованы вблизи крупноамплитудных региональных разломов (Речицко-Вишанского, Червоно-Слободского, Наровлянского и др.).

Необходим тщательный пересмотр геолого-геофизического материала на предмет оценки перспектив этого комплекса пород с точки зрения новых тектонофизических позиций и с учетом новых данных, полученных при бурении скважины на сочленении Припятского прогиба и ДДВ.

Полезно также будет определить взаимосвязь соли, разломов и нефти. 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.

Существующий опыт показывает, что нефтесодержащие земли можно отделить от прочих путем построения графика d = f(l), где d — мощность допермских надсолевых отложений, l — мощность галитовой подтолщи. Поскольку мощности отмеченных отложений отражают характер куполообразования и одновременно позволяют выделять участки, контролирующие залежи нефти, то использование графиков d = f(l) — это практическое использование возможностей реальной модели формирования соляных структур. Практика показывает, 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.

Надо также иметь в виду, что, поскольку зоны развития вторичных (трещинных) коллекторов в низкопроницаемом разрезе являются либо доминирующим, либо единственным типом резервуаров для УВ, совершенно очевидно, что ловушки, к которым приурочены залежи нефти и газа, могут быть представлены неструктурными формами. Структурный же фактор в локализации этих залежей решающего значения не имеет. Интенсивность трещинообразования как основного процесса формирования вторичного пустотного пространства во многом зависит от литолого-физических свойств разреза. Агрессивные растворы, мигрирующие по разломам и трещинам при давлениях выше пластовых, могут проникать в пласты и при благоприятной литологии последних образовывать «карнизы» коллекторов, примыкающие к зонам разрывных нарушений. Соответственно и формирующаяся залежь УВ может иметь весьма сложную морфологию, сочетающую в себе элементы как пластового, так и жильного залегания. Такие залежи могут характеризоваться следующими наиболее общими особенностями:

• - отсутствие строгого структурного контроля;
• - трудность, а иногда и невозможность проведения флюидного раздела;
• - нередко отсутствие законтурных вод и ограничение залежей зонами отсутствия притоков пластовых флюидов.

Таким образом, необходимы:

• - рациональный комплекс геолого-геофизических исследований в целях локального прогноза скоплений УВ в фундаменте;
• - методика поиска таких залежей, отличная от традиционной «структурной» методики.

Таковых пока нет. Но они появятся, если нужна нефть.

А нефть в фундаменте Припятского прогиба есть.

Ярослав Грибик:

— По нашей классификации к нетрадиционным источникам углеводородного сырья в недрах Беларуси относятся:

• - нефть в плотных породах месторождений, вязкая нефть плотных коллекторов, битуминозная брекчия соляных куполов;
• - газ, который приурочен к ловушкам глубоких горизонтов (более 5 тыс. м), диспергированный газ горных пород, газ девонских рассолов;
• - газогидраты (прогноз) — газогидраты Припятского прогиба и окраинных частей, газогидраты осадочного чехла Оршанского бассейна.

Каждый вид нетрадиционного углеводородного сырья характеризуется своими геологическими особенностями. Добыча таких УВ определяется технологическими возможностями и, самое главное, экономикой. На основании приведенных выше данных устанавливается временной период оценки и освоения залежей нетрадиционного углеводородного сырья Беларуси.

Петр Повжик:

— В настоящий момент обоснована целесообразность изучения и освоения нетрадиционных отложений в межсолевых резервуарах Припятского прогиба. Предложено начать комплексное изучение нетрадиционных отложений в пределах наиболее крупных истощенных («зрелых») месторождений, обеспеченных всей инфраструктурой добычи, для выявления дополнительного резерва добычи нефти и продления сроков их эксплуатации.

Наиболее интересным и перспективным объектом для отработки методов и технологий освоения нетрадиционных запасов УВ на начальной стадии являются I—III литологические пачки межсолевых отложений Речицкого месторождения. На основании комплексных лабораторных исследований обоснована перспективность изучения и освоения нетрадиционных коллекторов I—III пачек Речицкого месторождения для открытия в них залежей нефти.

Валерий Карпов:

— Наибольшие перспективы имеют комплексы с признаками сланцевых природных резервуаров, приуроченных к тектонитам. Примерами таких залежей могут служить скопления в межсолевой толще Золотухинского, Южно-Домановичского, Каменского месторождений центра прогиба. Представляется, что здесь можно найти много схожего с тем, чем обладают природные резервуары в баженовской свите Западной Сибири — наиболее изученном сланцевом комплексе России, опыт освоения которого полезен при исследовании белорусских аналогов.

Большая часть особенностей формирования геологического образа объекта обусловлена тектоническим режимом контролирующего активного разлома.

Очевидно, что, определяя направления ГРР на нефть в сланцевых формациях, следует, прежде всего, ориентироваться на изучение зон динамически активных образований, среди которых наибольшими перспективами обладают рифты (палеорифты). Поиск нефти в тектонитах — весьма дорогостоящее мероприятие. Его риски можно минимизировать только путем создания и использования эффективной методики ведения нефтегазопоисковых работ, адаптированной к конкретным тектоническим условиям. Надо полагать, что в каждом конкретном регионе методика должна быть индивидуальной, но имеются и общие принципы. Самое главное условие состоит в том, чтобы в основу методики картирования тектонозависимых (сейсмогенных) ловушек УВ был заложен принцип мониторинга составляющих геодинамического поля. Как известно, повторное нивелирование выявляет наиболее активные зоны современных вертикальных движений, а сопоставление результатов дешифрирования разновременных аэрокосмоснимков позволяет трассировать тектонически активные линеаменты на неотектоническом этапе. По аналогии повторные наблюдения за изменениями сейсмического, теплового и гравимагнитного полей должны способствовать выявлению и подготовке таких объектов под глубокое бурение. 

Традиционный тип природного резервуара УВ обладает свойством сплошности развития как породы, так и флюида в коллекторе и может быть представлен в виде привычной для всех системы «флюид в породе». Природный резервуар в тектонитах, образованный благодаря активному разлому, отличается прерывистостью породы и сплошностью флюида в коллекторской его части, образует здесь систему «порода во флюиде» и поэтому обладает инвертным характером.  

 Степень изученности сланцевых образований весьма мала. Главные проблемы, ждущие своего окончательного решения, следующие:

• - генезис природного резервуара в тектонитах, определяющий как основы регионального и локального прогнозирования, так и рациональный способ разработки залежи;
• - тектонодинамическая карта территории развития тектонитов, содержащая палеоструктурные элементы, учитывающая историю тектонического развития, в том числе на завершающем этапе.

Реализация потенциала сланцевых образований — направление новое, грозящее стать «вечно молодым», а главное — чрезвычайно перспективное и сложное, практически не имеющее альтернативы по уровню развития инфраструктуры.

Есть основание считать, что данковско-лебедянские отложения надсолевой толщи Припятского прогиба также имеют свойства сланцевых природных резервуаров.

Таким образом, перспективы обнаружения нетрадиционных (сланцевых) источников углеводородного сырья в недрах Припятского прогиба достаточно высоки, но для успешного их поиска требуется адекватная методика ГРР.

Валерий Бескопыльный:

— Вопросы перспектив нефтегазоносности переходного, верхнепротерозойского осадочного комплекса и архейско-протерозойского кристаллического фундамента достаточно детально исследовались белорусскими учеными. В верхнепротерозойских осадочных породах прогнозируются несколько месторождений. К сожалению, эти месторождения, скорее всего, имеют небольшие размеры и малые запасы нефти, поэтому остаются вне внимания поисковиков.

Произведена оценка перспектив поисков литологических ловушек углеводородов в корах выветривания кристаллического фундамента Припятского прогиба. Вероятность обнаружения скоплений нефти такого типа очень низкая.

Для поисков залежей УВ в трещиноватых коллекторах кристаллического фундамента пробурены специальные глубокие скважины на Барсуковском, Речицком и других месторождениях. Результаты их бурения показали отсутствие даже небольших скоплений нефти. На юго-восточном продолжении Припятского прогиба, в Днепровско-Донецкой впадине в определенных геологических условиях трещиноватые породы кристаллического фундамента аккумулировали залежи нефти. Поиск подобных условий в недрах Припятского прогиба показал малую вероятность образования промышленных скоплений нефти в кристаллическом фундаменте.

Валерий Бескопыльный:

— Наиболее трудноразрешимые задачи для нефтяников Беларуси:

• - обнаружение и оконтуривание мест распространения нефти и газового конденсата в низкопроницаемых коллекторах, а также в плотных и глинистых резервуарах (полуколлекторах) на глубинах 4—7 километров;
• - организация разработки нетрадиционных залежей нефти и (или) газового конденсата;
• - подбор технологий, обеспечивающих максимально большое извлечение нефти и (или) конденсата из нетрадиционных резервуаров.

В мире разработаны технологии интенсификации добычи УВ в основном для таких нетрадиционных резервуаров, как плотные терригенные и глинистые. Эти технологии следует изучать и адаптировать к условиям нашего региона. Вместе с тем в Припятском прогибе наибольший интерес для поисков нетрадиционных резервуаров представляют карбонатные и глинисто-кремнеземно-карбонатные отложения, которые требуют особых нюансов в технологии бурения скважин и при проведении гидравлических разрывов пластов. Необходимо, прежде всего, изучить многие свойства разнообразных нетрадиционных резервуаров Припятского прогиба (емкостно-фильтрационные, механические, водонасыщенность, нефтегазонасыщенность и другие). Кроме того, лабораторные гидродинамические исследования (при пластовых условиях) разных типов нетрадиционных резервуаров способствовали бы выработке оптимальных методов вскрытия и освоения таких пород. К сожалению, в «БелНИПИнефти» не находят времени и средств на проведение таких работ.

Ярослав Грибик:

— По нашему мнению, что касается добычи нефти из залежей традиционного типа в условиях Беларуси, то в настоящее время в РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» имеется оптимальный комплекс — он создан за полувековой период разработки месторождений Беларуси.

В отношении методов геологического изучения залежей углеводородов, связанных с трудноизвлекаемыми ресурсами, считаю, необходимо применять последовательный подход. Он должен включать:

• - геофизические исследования недр современными методами для детализации структурно-вещественных нефтеперспективных комплексов;
• - комплексные лабораторные петрофизические и геохимические исследования керна;
• - применение современных технологических методов освоения трудноизвлекаемых запасов по методу горизонтального вскрытия перспективных горизонтов, технологических методов интенсификации притоков флюидов.

Валерий Карпов:

— Главный признак любого метода картирования нефтегазоперспективных объектов в современных условиях — это способность перейти от картирования структур к картированию скоплений УВ. То есть эти методы должны иметь способность «прямого» прогнозирования.

И необходим районированный комплекс методов, включающий сейсморазведку, гравимагнитку, геохимическую и тепловую съемку, аэрокосмодешифрирование и т.п., с обеспечением постепенного перехода к технологиям 4D.

Требуется также поиск связей различных показателей с нефтеносностью.

Одной из таких связей может служить связь между куполообразованием и нефтеносностью (см. № 3 (170), март 2020 года).

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. Как известно, большинство положительных структур, контролирующих залежи УВ, являются структурами древнего заложения и длительного унаследованного развития — в Припятском прогибе это практически все месторождения Северной структурной зоны. Но, к сожалению, такие объекты в данном регионе уже исчерпаны. Месторождения представлены главным образом тектонически экранированными ловушками и занимают головные части моноклинальных блоков (то есть являются неантиклинальными), группирующихся вдоль субширотных рифтогенных разломов в узлах пересечения с субмеридиональными доплатформенными разломами. При этом все данные месторождения контролируются предпермскими поднятиями. И так как в северной части Припятского прогиба в послекаменноугольное время перестроек структурного плана не наблюдалось, структурная методика размещения скважин здесь увенчалась успехом.
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 к их ведению. 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.

Поскольку очевидно, что с глубиной резко возрастает роль разломной тектоники, необходимо, чтобы 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 приводят к геологической модели активного разлома (тектоноблендера — ТБ), объясняющей все многообразие тектонозависимых ловушек УВ, все процессы, происходящие в системе «порода — флюид».

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

Дата последней активизации ТБ в Припятском прогибе — пермотриас. В это время оформилась окончательная картина распределения скоплений УВ в центре и на юге прогиба, определенная системой ТБ преимущественно субмеридиональной зональности.

Перестройка структурного плана на завершающем этапе, сопровождаемая галокинезом, осложнила условие сохранности ловушек и в надсолевых отложениях. Здесь также вероятно развитие ловушек, связанных с тектонической трещиноватостью. Наибольший интерес представляют вторичные компенсационные мульды, являющиеся частью древних (предпермских) поднятий, в пределах которых прямые признаки нефтегазоносности имеют наиболее представительный характер (Северо-Кустовницкая, Северо-Каменская, Северо-Прудокская, Цидовская и другие мульды).

Таким образом, в нефтегазоносных регионах с соленакоплением, каковым является Припятский прогиб, может наблюдаться пространственно-временная связь между соленакоплением, куполообразованием, разломообразованием (с активным проявлением ТБ) и нефтегазоносностью всех нефтегазоперспективных толщ, что должно лечь в основу применяемой здесь методики нефтегазопоисковых работ. При этом формы связи таких характеристик могут иметь некоторые различия, что следует учитывать при ведении ГРР на нефть и газ.

Выявляя и изучая конкретные формы данной связи различными геолого-геофизическими методами, можно и нужно приблизиться к прямым методам картирования скоплений нефти.

Петр Повжик:

— Применение современных технологий и инновационных решений — одна из самых важных задач каждой нефтегазодобывающей компании для повышения эффективности разработки запасов нефти и газа. Инновационные технологии — важнейший инструмент достижения стратегических целей нефтегазовых компаний. Сегодня новые технологии позволяют им вовлекать в разработку трудноизвлекаемые запасы и выходить в новые регионы добычи, повышать операционную эффективность, сохранять устойчивость в условиях неблагоприятной ценовой конъюнктуры и получать доступ к ресурсам в обмен на технологические компетенции.

Основные цели инновационного развития РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» — преодоление технологических вызовов, препятствующих достижению стратегических целей предприятия, увеличение нефтеотдачи на зрелых месторождениях, освоение трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов. В этом направлении мы активно применяем самые передовые технологические решения в области бурения и освоения скважин, интенсификации добычи нефти, методов увеличения нефтеотдачи пластов.  

 

Ярослав Грибик, заведующий лабораторией геотектоники и геофизики Института природопользования НАН Беларуси, кандидат геолого-минералогических наук,
в 1999—2014 годы — главный геолог РУП «Белгеология»

— Из других осадочных бассейнов Беларуси, т.е. Оршанского и Подлясско-Брестского, перспективы возможной нефтеносности потенциально выше у Оршанской впадины. Оршанский и Подлясско-Брестский регионы находятся в стадии изучения, и ставить задачу геологам с указанием места, на котором можно заложить поисковую скважину для получения притока нефти, сейчас не корректно. По нашим данным, перспективы в Оршанской впадине следует связывать с нижней частью геологического разреза, а точнее, с породами фундамента. Об этом свидетельствуют имеющиеся данные геофизического исследования региона (сейсморазведка, атмогеохимия). На 2021 год запланировано бурение параметрической скважины на Оршанской впадине для выяснения перспектив этой части разреза.

В Оршанском бассейне возможно выявление газогидратных залежей в осадочной части разреза, о чем свидетельствуют многочисленные газопроявления, обнаруженные ранее в этом регионе.

В Подлясско-Брестской впадине предстоит провести геофизические исследования по субмеридиональному сейсмическому профилю по направлению г.п.Высокое — Брест (скважина Вычулковская 201) — скважина 19к — государственная граница с Украиной. Общая протяженность профиля — 90 км. Согласно ближайшему перспективному плану в Брестском бассейне следует выполнить исследования на Высоковском и Кустинском тестовых полигонах вблизи ранее пробуренных поисковых скважин для выяснения природы нефтепроявлений в керне.

Необходимо также обратить внимание на Комаринскую депрессию, занимающую промежуточное геологическое положение между Днепровско-Донецкой впадиной и Припятским прогибом. В ее пределах пробурена параметрическая скважина Комаринская 1, по геолого-геофизическим данным эта территория оценивается как перспективная.

 

Батрбек Кусов, кандидат геолого-минералогических наук, член-корреспондент РАЕН, ведущий геолог ПАО «Чеченнефтехимпром»

— Многолетними исследованиями большого коллектива геологов и геофизиков, работающих в Беларуси, установлены факты, указывающие на нефтегазоперспективность кристаллического фундамента территории страны. Это — наличие графита в породах фундамента, углепроявления в осадочных породах при незначительной глубине, интенсивный газовый (метановый) поток, резкая дифференциация структуры теплового и гравитационного полей, источником которых не является осадочный чехол, признаки развития зон разуплотнения пород фундамента.

Графит и ископаемые угли — продукты метаморфизма жидких углеводородов в верхних слоях земной коры, и их наличие указывает на то, что ранее здесь было поступление УВ, что, в свою очередь, указывает на возможное проявление геохимической унаследованности гидротермальных процессов в настоящее время.

Наибольшей изученностью по перечисленным критериям характеризуется территория Оршанской впадины. Здесь зафиксированы многочисленные факты газопроявлений как при проведении геологоразведочных работ, так и при осуществлении хозяйственной деятельности. Региональные геолого-геофизические работы, выполненные в пределах Оршанской впадины, дают основание считать кристаллический фундамент этой структуры перспективным на выявление газовых и газоконденсатных месторождений. На региональном геолого-геофизическом профиле V—V в интервале пикетов 590—750 выделяется глубокий гравитационный минимум в 15 мГл. Осадочный чехол и его мощность не могут быть причиной такого гравитационного минимума, имеющего площадное распространение. Плотность минералогических разновидностей пород фундамента тоже не может быть причиной данного минимума. Только значительный дефицит массы (пустотность) способен дать такую картину.

Геотермические условия рассматриваемой территории характеризуются контрастной структурой теплового поля с перепадами температуры нейтрального слоя до 4 °С. Наблюдается тенденция совпадения участков пониженных температур с участками интенсивного газового потока. Этот факт тоже указывает на газоперспективность участков, поскольку такая картина известна и детально изучена на месторождениях Восточной Сибири.

Все эти факты говорят о целесообразности проведения дальнейших работ по раскрытию потенциала кристаллического фундамента Беларуси на наличие углеводородного сырья. Имеющейся геолого-геофизической информации достаточно для обоснования бурения параметрической скважины с проходкой по кристаллическому фундаменту не менее 500 м.

 

Валерий Карпов, кандидат геолого-минералогических наук, заслуженный геолог Российской Федерации, член редакционного совета журнала «Недропользование ХХI век»

— Другие регионы Беларуси — это Брестская и Оршанская впадины, представляющие определенный интерес по причине неясных перспектив нефтегазоносности.

И в России есть немало регионов, аналогичных Брестской и Оршанской впадинам, где неоднократно предпринимались попытки найти нефть и газ, но, увы, без особых успехов. Хотя, казалось бы, там присутствуют все необходимые условия образования и сохранения скоплений УВ. Результаты таких «тупиковых» направлений нефтегазопоисковых работ остались памятниками неадекватности геологического мышления реальным нефтегазопоисковым объектам и, судя по всему, надолго (если не навсегда) оставили эти регионы в группе неясных перспектив. Следуя принципу презумпции перспективности, регион необходимо считать нефтегазоперспективным, пока в нем не удалось получить однозначные доказательства отсутствия скоплений УВ.

К примеру, Московская синеклиза Восточно-Европейской платформы, как Брестская и Оршанская впадины, — типичный представитель крупных тектонических единиц с неясными перспективами нефтегазоносности. При обосновании объектов под глубокое бурение до сих пор использовались традиционные критерии (наличие пласта-коллектора, флюидоупора, локальной структуры, очага генерации, условий сохранности залежи), но, чтобы добиться успеха, необходим учет и иных критериев.

С точки зрения сторонников органической теории происхождения УВ, ситуация достаточно благополучная. Такой же она представляется и с точки зрения «неоргаников» с учетом тектонической позиции региона, развития листрических разломов и связанных с ними рифтогенных структур. Наличие инверсионных поднятий предполагает развитие наложенных отрицательных «агрессивных» тектонических образований, ассоциированных с палеорифтами, что резко уменьшает перспективы формирования и сохранения традиционных антиклинальных ловушек УВ (вплоть до полного их исчезновения) и определяет преимущественное развитие неантиклинальных вторичных скоплений в соответствии с моделью активного разлома.

Следовательно, главное направление нефтегазопоисковых работ в пределах этих регионов — поиск скоплений УВ в приразломных зонах активных разломов на различных глубинах в любой части разреза, обладающей способностью к повышенному трещинообразованию (прежде всего — в кристаллическом фундаменте) как на приподнятом крыле разлома, так и на опущенном.

В конечном счете для определения дальнейшей судьбы этих регионов прежде всего необходимы оценка их тектонической позиции, истории тектонического развития, выделение этапа последней тектонической активизации с характеристикой предшествующей палеоструктуры, диагностика разломов по степени их активности, тектонически активных сопряженных по разломам отрицательных структур, «агрессивных» по отношению к первичным залежам.

Чтобы не наступить на те же грабли в очередной раз, необходимо составление целевой программы дальнейшего изучения данных территорий, включающей следующие этапы:

• - анализ и обобщение имеющегося геолого-геофизического материала для локализации наиболее перспективных земель на нефть и газ;
• - выработка методики картирования нефтегазопоисковых объектов, определение рационального комплекса геолого-геофизических исследований;
• - проведение наземных и дистанционных детальных геолого-геофизических исследований на выбранных участках;
• - интерпретация новых данных в комплексе с результатами предыдущих исследований в целях определения мест заложения первоочередных глубоких скважин;
• - бурение первоочередных скважин для оценки перспектив нефтегазоносности региона и адекватности примененной методики нефтегазопоисковых работ.

 

Петр Повжик, кандидат технических наук, доцент, заместитель генерального директора по геологии РУП «Производственное объединение «Белоруснефть»

— Помимо Припятского прогиба перспективы выявления залежей углеводородов на территории Республики Беларусь также связывались с Подлясско-Брестской и Оршанской впадинами. Геологоразведочными организациями, подведомственными Минприроды и НАН Беларуси, проводились работы по их изучению и оценке перспектив нефтегазоносности. Но к настоящему времени перспективы нефтегазоносности Подлясско-Брестской и Оршанской впадин остались не определенными.

Подлясско-Брестская и Оршанская впадины все еще недостаточно изучены. Но при этом относительно небольшие глубины залегания кристаллического фундамента в их пределах, неблагоприятные условия для аккумуляции углеводородов и сохранения залежей в Подлясско-Брестской впадине, нерешенные вопросы по источникам генерации и возможным путям миграции углеводородов в Оршанской впадине не позволяют РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» рассматривать данные территории как перспективное направление для восполнения ресурсной базы предприятия. 

Дальнейшая стратегия геологоразведочного направления сосредоточена на изучении Южной структурной зоны Припятского прогиба. Здесь геологоразведкой специалисты «Белоруснефти» не занимались уже лет 30. Вместе с тем по сегодняшним меркам здесь могут быть перспективные участки, например Валовский, расположенный в Ельском районе. Его территория — 600 км². В настоящее время ведется предпроектная подготовка, осуществляется научное обоснование геологоразведочных работ. Ожидается, что в августе 2020 года в южной зоне Припятского прогиба приступит к работе новая сейсморазведочная партия. Сейчас это направление становится одним из главных в стратегии нефтяной геологоразведки страны на ближайшие пять лет.

 

Валерий Бескопыльный, ученый и производственник в области поиска, разведки и разработки залежей нефти и газа

— Специальные геофизические, геохимические и научные исследования перспектив нефтегазоносности территории Республики Беларусь вне пределов Припятского прогиба, а также результаты бурения там опорных и параметрических скважин свидетельствуют об отсутствии предпосылок для выявления промышленных скоплений нефти и (или) углеводородных газов.

Самое трудное для геолога — сделать вывод о бесперспективности какой-то территории, поскольку для этого всегда мало фактических данных. Тем не менее такое решение следует принимать, чтобы не расходовать напрасно значительные материальные и финансовые ресурсы.

Выводы геологов основываются на оценке трех показателей нефтегазоносности:

• - наличие благоприятных условий для образования нефти и (или) газа;
• - присутствие ловушек углеводородов промышленно значимых объемов в период их интенсивной генерации и миграции;
• - благоприятные тектонические и гидрогеологические условия для сохранения залежей от момента их образования до настоящего времени. Анализируя эти показатели для всех регионов Беларуси, кроме Припятского прогиба, можно сделать заключение с достаточно высокой степенью вероятности, что мы сейчас не имеем веских доводов для постановки где-либо здесь поисковых работ на нефть и газ.

Валерий Бескопыльный:

— Высказывания участников нашей дискуссии не следует рассматривать в качестве рекомендаций, которые можно просто и быстро реализовать в производстве. Главная задача экспертов этого круглого стола — стимулировать специалистов к внедрению передовых методов и технологий для наиболее полного и рационального использования всего нефтегазового потенциала Беларуси.

Стратегия поиска, разведки и разработки месторождений углеводородов в Республике Беларусь тесно связана с текущим состоянием ресурсной базы углеводородного сырья. По месторождениям, которые обеспечивают основную добычу нефти, выработка запасов уже достигла 80—90%. То есть в них осталось только 10—20% от начальных запасов нефти. Причем более 64% остаточных извлекаемых запасов представлены трудноизвлекаемыми нефтями. Эти месторождения останутся еще долгие годы основным источником добычи, если окажется справедливой моя идея о подпитке коллекторов нефтью из прилегающих низкопроницаемых коллекторов и из полуколлекторов (плотных резервуаров).

Характер разработки этих месторождений (неожиданно высокие коэффициенты извлечения нефти для ряда залежей) уже теперь показывает, что эта идея подтверждается и отражает реальное распределение нефтегазонасыщенности в залежах. Дальнейшую разработку месторождений следует корректировать с учетом подпитки основной залежи нефтью из окружающих нефтенасышенных нетрадиционных резервуаров (низкопроницаемых коллекторов и полуколлекторов).

Реальный прирост запасов УВ в течение последних 20 лет не обеспечивает второй пик роста объемов добычи нефти до 1,9—2 млн т в год и тем более выше данных значений. В связи с этим в области поисково-разведочных работ главная задача — повышение эффективности геологоразведочных мероприятий за счет применения передовых технологий и нетрадиционных для Беларуси подходов к выбору и обоснованию направлений поиска и разведки. В области разработки месторождений главная задача — широкое внедрение новых технологий для активизации выработки и повышения на 10—15% нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов и для вовлечения в активную выработку нефтенасыщенных нетрадиционных резервуаров.

Валерий Карпов:

— Только по 1/3 территории Припятского прогиба (северной части) можно конкретно ответить на данный вопрос. По остальной части прогиба это можно будет сделать лишь после:

• - пересмотра геолого-геофизического материала под углом зрения, отличным от традиционного;
• - проведения на основе итогов этого пересмотра оптимального объема ГРР по адекватной методике;
• - того, как будет подобран ключ к еще не найденным кладовым УВ.

Последняя фраза относится и к другим нефтегазоперспективным регионам Беларуси: к Брестской и Оршанской впадинам. 

Уместно напомнить, что белорусская нефть началась не с Речицы, а гораздо раньше — с получения газонефтяного фонтана из внутрисолевых отложений в Ельске. Поэтому символично новое нефтегазопроявление на Петриковской (Северо-Шестовичской) площади, приуроченное к внутрисолевым прослоям в пределах предлебедянского эрозионного вреза, предопределяющего развитие палегеоморфологических ловушек. Данный факт красноречиво говорит о том, что нефть в Беларуси еще ЕСТЬ!

Осталось продолжить ее искать, но на иной основе…

Ярослав Грибик:

— Получены ответы на завершающие вопросы круглого стола, за которым виртуально «сидели» эксперты геологического профиля, обладающие значительным производственным, научным опытом в геологическом изучении и освоении недр Беларуси и других нефтеносных бассейнов мира. Обсуждены вопросы возможности увеличения добычи нефти в Беларуси, намечены новые перспективные участки для поисков углеводородного сырья как в Припятском прогибе, так и в других осадочных бассейнах, определены перспективы освоения нетрадиционных источников углеводородного сырья и возможности выявления залежей нефти в породах кристаллического фундамента, а также новые прогрессивные методы и технологии освоения углеводородных ресурсов в Беларуси. Естественно, что все эти ответы обосновываются экспертами на базе профессиональных знаний и с учетом современной степени геологического исследования недр. В последующем эти ответы послужат ориентиром для выбора направления работ специалистами научного и производственного геологического профиля Беларуси.

Рассмотрение вопросов за круглым столом совпало с двумя факторами, играющими значительную роль в современном мире. Это проблемы с эпидемией Covid-19 и снижение цены на нефть до минусовых значений. Хочется надеяться, что вирусологические проблемы в ближайшее время будут преодолены, а вслед за этим последует экономический подъем, который будет обеспечиваться энергетическим потенциалом, и в первую очередь — углеводородным. Поэтому наша задача — сберечь, укрепить и расширить углеводородный потенциал Беларуси.

ФОТО Виктория Анискевич-Клопоцкая, Игорь Рубан, Вячеслав Суходольский, предоставлены участниками круглого стола