Перспективы нефтегазоносности Северо-Припятского плеча

Северный нефтегазоносный район охватывает часть Северо-Припятского плеча, относительно перспектив нефтегазоносности которого существуют различные мнения. Перспективными считаются отложения подсолевого карбонатного комплекса, по которому собственно и проходит граница НГО.

Северо-Припятское плечо в целом характеризуется с одной стороны положительными показателями нефтеносности (анологичные с территорией грабена структура и литофациальная характеристика пород, прямые признаки нефтеносности в керне, повышенные газопоказания), которые не исключают вероятности обнаружения здесь небольших залежей нефти. Предполагается наличие как первичных, так и вторичных залежей, образовавшихся за счет переформирования залежей других нефтеносных комплексов Судовицко-Березин-ской зоны. С другой стороны, ряд особенностей геологического строения и развития, а также геохимических показателей свидетельствуют о неблагоприятных условиях для генерации, аккумуляции углеводородов и сохранения залежей нефти. Главные из них — длительное, от позднефаменского (D₃ fm³) до раннепермского (P₁) времени дифференцированное по разломам воздымание плеча, отсутствие в разрезе свойственных грабену двух надежных региональных покрышек в виде соленосных толщ и небольшие глубины залегания потенциально продуктивного комплекса (500−1000 м). В таких условиях была возможна генерация лишь небольших количеств тяжелых углеводородов, не достаточных для формирования залежей; при этом зоны разломов в отсутствие покрышек способствовали рассеиванию и окислению углеводородов. Это подтверждается качественным характером нефтепроявлений (окисленные битумоиды), их массовой приуроченностью к мезозойским, кайнозойским отложениям и к поверхностным условиям, а также гидрогеологической раскрытостью подсолевого карбонатного комплекса.

Наиболее вероятным на территории Северо-Припятского плеча участком предполагаемого нефтегазонакопления может быть Хатецкий блок Китинско-Хацецкой ступени. В его пределах глубина погружения подсолевого карбонатного комплекса достигает 1500−2000 м. Блок перекрыт надежным флюидоупором — верхнефранской (D₃ f³) соленосной толщей мощностью до 500 м [8, c. 35].