6. Генезис углеводородов и формирование залежей

Нефтепроизводящие толщи

Под нефтепроизводящими толщами понимаются осадочные образования, для которых установлены реальные признаки участия в генерации и первичной миграции углеводородов. Главными параметрами нефтематеринской породы являются содержание органического вещества (С_орг), его генетический тип, степень катагенеза, эмиграция углеводородов. В Припятском прогибе они были изучены В. А. Лапутем, Е. А Никуленко, З. Л. Познякевичем и ниже описаны по их данным. Органического вещества, достаточного для генерации углеводородов и формирования их залежей, должно быть не меньше 0,3% для карбонатных и 0,5% для глинистых пород, а степень его катагенеза – не ниже МК₁. В нефтематеринских породах должно преобладать сапропелевое органическое вещество. Согласно принятой классификации ОВ по Н. Б. Вассоевичу выделяются следующие типы исходного ОВ: I – сапропелевый (алиновый), II – сапропелевый (алциновый и амикагиновый), III – гумусовый (арконовый).

В осадочном чехле Припятского прогиба обогащены органическим веществом и могут считаться нефтематеринскими эйфельские и франские подсолевые карбонатные, а также раннефаменские межсолевые отложения. Позднефаменско-турнейские надсолевые породы также обогащены органическим веществом и являются сланценосными. Рифейские, вендские, живетские и нижнефранские терригенные отложения содержат органическое вещество меньше кларкового и не могут рассматриваться в качестве нефтематеринских.

Эйфельские отложения содержат в среднем 0,54% органического углерода и 0,007% битумоидов. В песчаниках и алевролитах содержится С_орг 0,1‑0,25%, в известняках –0,42‑0,86%, в мергелях –0,68%, в глинах –от 0,25 до 1,3%. Битуминозность пород колеблется от 0,02 до 1,32%. Эйфельские отложения рассматриваются как возможно нефтематеринские с весьма ограниченным потенциалом.

Франские карбонатные отложения являются источником углеводородов для подсолевого комплекса.

В отложениях саргаевского горизонта содержание С_орг изменяется от 0,2 до 0,9% и в единичных образцах достигает 1%, а в глинах ‑ 2,18%. Содержание хлороформенных битумоидов колеблется от 0,01 до 0,054% и иногда достигает 0,27%. Степень битуминозности пород 1,5‑18,6%, редко ‑ 54‑92%. Органическое вещество саргаевских отложений в большинстве своем относится к сапропелевому и смешанному гумусо-сапропелевому типам в пределах Северной зоны ступеней и к более гумусовому во Внутреннем грабене в центре и на юге прогиба.

Семилукские отложения обогащены органическим веществом в нижней части (моисеевские слои). Моисеевские слои мощностью 5‑17 м более глинистые, содержат пропластки черных глин и мергелей, обогащенных разложившимся органическим веществом с битуминизированными растительными остатками, и напоминают доманиковый тип разреза межсолевой толщи Припятского прогиба. Содержание С_орг изменяется в них от 0,11 до 5,52% и в большинстве образцов равно 0,31‑1,72%. Количество хлороформенных битумоидов изменяется от 0,02 до 0,09%, иногда достигает 0,128‑0,495%. Степень битуминозности 10‑14%, редко – 26‑43%. Верхняя часть семилукского горизонта (буйновичские слои) сложена известняками и доломитами и содержит меньше органического вещества: содержание С_орг изменяется от 0,007 до 1,32%, содержание хлороформенных битумоидов ‑ от 0,01 до 0,08%, степень битуминозности пород варьирует от 3 до 18%. Породы семилукского горизонта, в особенности моисеевских слоев, рассматриваются как основной источник углеводородов в подсолевых отложениях Припятского прогиба. В семилукских отложениях наиболее часто встречается ОВ сапропелевого алинового и алцинового типа (50% случаев) и нефти, генетически связанные с этим типом ОВ (78% случаев). Это свидетельствует о генетической связи нефтей и исходного ОВ в семилукских отложениях и об их наиболее высоком генерационном потенциале в разрезе подсолевого нефтеносного комплекса. Вместе с тем намечаются некоторые изменения типа ОВ и нефтей по площади прогиба. Так, в восточной части Речицко-Шатилковской ступени (Речицкое, Осташковичское, Вишанское месторождения) распространено ОВ сапропелевого алинового типа и генетически связанные с ним нефти, характеризующиеся наличием максимума н-алканов в низкомолекулярной области. В пределах Червонослободско-Малодушинской ступени увеличивается содержание гумусового и гумусоподобного (амикагинового) типов ОВ и появляются нефти, связанные с ОВ этого типа (Октябрьская, Притокская,Малодушинская площади).

Пестроцветные мергельно-глинистые породы речицкого горизонта содержат незначительное количество органического вещества (С_орг 0,05‑0,15%), недостаточное для генерации промышленных количеств нефти.

В воронежских и в подсолевых евлановских отложениях содержание С_орг в половине образцов превышаетот 0,3% и достигает 0,84, а иногда 1,61%. Количество хлороформенных битумоидов изменяется от 0,01 до 0,1, ингда достигает 0,5%. Степень битуминозности колеблется от 0,5 до 62%. Повышенные содержания органического вещества тяготеют к северо-восточной части прогиба. Породы можно считать нефтематеринскими, но с более ограниченным потенциалом по сравнению с семилукскими. В воронежских и евлановских отложениях тип ОВ изменяется от смешанного сапропелевого (алинового и алцинового) на севере прогиба до смешанного гумусово-сапропелевого, а затем и сапропелево-гумусового в южном направлении.

В целом для подсолевого карбонатного нефтеносного комплекса характерно снижение доли сапропелевого ОВ от семилукских отложений (50%) вниз к саргаевским (27%) и вверх к воронежским (18%) и евлановским (16%), а по площади с севера на юг от Северной зоны ступеней к Внутреннему грабену, что соответствует снижению генерационного потенциала в этом направлении.

Межсолевые отложения являются основным нефтегазоносным комплексом Припятского прогиба и все его залежи сформировались за счет органического вещества этого комплекса.

Отложения домановичского горизонта содержат повышенное количество С_орг (0,3‑1,99%), содержание хлороформенных битумоидов в них изменяется от 0,011 до 0,223%, степень битуминозности – от 5 до 35%. Они могли принимать участие в генерации углеводородов, на что указывает и пропитанность битумами пачки глинисто-карбонатных пород в верхней части горизонта (4‑15 м) на ряде площадей.

Отложения вышележащих кузьмичевских слоев также обогащены С_орг (0,3‑8,06%), количество битумоидов колеблется от 0,001 до 1,405%, степень битуминозности изменяется от 0,3 до 25%. Содержание Сорг более 0,3% отмечены в 70% скважин. Начиная с кузьмичевских отложений, отмечается обогащенность органическим веществом пород в центральных районах прогиба, где межсолевые отложения накапливались в относительно глубоководных условиях.

Отложения играевских слоев также содержат повышенное количество С_орг. Его количество в породах нижнеиграевских (тонежских) слоев в пачке М₃ достигает 2,45%, в пачке М₄ – 3,49%, при этом повышенное содержание (более 0,3%) встречено в 55% скважин. Количество хлороформенных битумоидов изменяется от 0,01 до 0,272%, а степень битуминозности органического вещества – от 2,3 до 33%. В верхнеиграевских (тремлянских) отложениях повышенное содержание С_орг отмечено в 66% изученных скважин. Количество хлороформенных битумоидов колеблется от 0,01 до 0,327%, а степень битуминозности – от 2,3 до 64%. Наибольшее среднее содержание органического углерода (1% и более) установлено в депрессионных известняково-глинисто-мергельных разрезах центральной части впадины. В доломитово-известняковых и глинисто-песчано-известняковых разрезах северного карбонатного и южного терригенного шельфа среднее содержание С_орг снижается до 0,5%.

В вишанских слоях задонского горизонта среднее содержание органического углерода также высокое (2,99%) и в 64% изученных скважин его содержание превышает 0,3%. Наиболее высокое содержание С_орг (более 1%) характерно для пород центральной депрессионной части задонского седиментационного бассейна. В северной шельфовой зоне его содержание снижается до 0,5‑1%, 0,3‑0,5% и даже 0,3% и менее. Количество хлороформенных битумоидов изменяется от 0,009 до 1,069%, степень битуминозности – от 2,4 до 17%.

В туровских слоях елецкого горизонта среднее содержание С_орг более 0,3% отмечено в 60,7% скважин, а в 28% скважин больше 1% (1‑5,25%), в дроздовских слоях – соответственно в 72 и 32% скважин. Количество хлороформенных битумоидов в отложениях туровских слоев изменяется от 0,007 до 1,610%, а в дроздовских – от 0,005 до 1,479%. Степень битуминозности изменяется от 7 до 27%, но иногда достигает 70‑100%.

В отложениях петриковского горизонта количество С_орг изменяется от 0,06 до 4,5%, при чем в 84% скважин его среднее содержание превышает 0,3%. Количество хлороформенных битумоидов составляет от 0,01 до 0,715%, степень битуминозности ‑–от 2,2 до 35, иногда до 60‑70%. В кровле петриковских отложений встречается пачка переслаивания мергелей, известняков и доломитов с прослоями карбонатных глин и горючих сланцев, сильно обогащенная органическим веществом и битумом, которая является одной из нефтегенерирующих в межсолевом комплексе.

Распределение органического вещества в межсолевых отложениях в разрезе и по площади определялось фациальными условиями осадконакопления. Начиная с кузьмичевского времени в центре прогиба формировался последовательно углублявшийся и расширявшийся седиментационный морской бассейн, обрамленный карбонатным шельфом на севере, глинисто-карбонатным на западе и карбонатно-терригенным на юге. Глубина его изменялась по полощади и возрастала со временем от 150 до 600‑700 м. В нем накапливались осадки, обогащенные глинистым материалом и органическим веществом. Среднее количество С_орг >1% контролируется изобатой 150 м. На шельфе среднее содержание С_орг составляло 0,5‑1%, а в прибрежных зонах менее 0,3%.

Для межсолевых отложений характерна значительная пестрота в распространении ОВ сапропелевого алинового, сапропелевого алцинового и амикагинового и гумусового (арконового) типа. В среднем содержание сапропелевого ОВ возрастает от задонских (53‑56%) и петриковских (79%) к елецким (87%) отложениям, в таком же порядке возрастает и генерационный потенциал пород. По площади содержание гумусового ОВ возрастает к периферии бассейна осадконакопления: к западной части прогиба, к Северной и Южной прибортовым зонам.

Оценка генетического потенциала отложений межсолевого комплекса по пиролитическим данным показала, что высоким (более 6 кг/т) и умеренным (2‑6 кг/т) генетическим потенциалом обладают глины и мергели петриковских, елецких и задонских отложений.

Катагенез рассеянного органического вещества

Ведущим фактором катагенеза, под влиянием которого происходит преобразование пород и рассеянного органического вещества с образованием углеводородов, является температура, в меньшей степени давление покрывающих пород, тектонические напряжения и время.

Наиболее надежным показателем палеотемператур и степени катагенетического преобразования осадочных пород считается отражательная способность витринита (ОСВ). Для определения палеотемператур используются также результаты приролитических исследований по определению Т_мах. Данные по ОСВ по 178 скважинам и данные по Т_мах по 42 скважинам послужили основой для построения графиков зависимости отражающей способности витринита от глубины погружения по отдельным районам, зонам и комплексам, что позволило получить дополнительные материалы на тех участках, где аналитические результаты отсутствовали. По этим данным была составлена таблица глубинной и временной зональности ГФН и градаций катагенеза для подсолевых карбонатных и межсолевых отложений и были построены схематические карты катагенеза пород подсолевого карбонатного (рис. 69) и межсолевого (рис. 70) нефтеносных комплексов Припятского прогиба (Никуленко, Познякевич, 1997).

На карте катагенеза пород подсолевого карбонатного комплекса выделяются в целом субширотно ориентированные зоны, при этом степень катагенеза возрастает с увеличением глубины залегания отложений. Вместе с тем, степень катагенеза пород в целом уменьшается с севера на юг: так глубина градации катагенеза МК₃ погружается от 3,8 км на севере до 4,4 км в центре и 5, 2 км на юге прогиба.

В Северной зоне ступеней наиболее высокие градации катагенеза МК₃‑МК₄ приурочены к погруженным (до 4‑5 км) северным частям Речицко-Шатилковской и Червонослободско-Малодушинской ступеней. В Северной прибортовой зоне, в южных поднятых частях ступеней с уменьшением глубины залегания степень катагенеза снижается до МК₂, а в отдельных частях до МК₃ и ниже. Таким образом, в погруженных (более 4000 м) частях Речицко-Вишанской и Червонослободско-Малодушинской ступеней были наиболее оптимальные палеогеотерми-ческие условия для генерации углеводородов.

В пределах Внутреннего грабена градации катагенеза МК₃ и в небольшой мере МК₄ отвечают наиболее погруженным частям Заречинско-Великоборской, Шестовичско-Сколодин-ской и Ельско-Наровлянской ступеней (глубина 4400‑5200 м и более). Значительно шире здесь распространена зона катагенеза МК₂‑МК₁, а в западной части прогиба уровень катагенеза снижается до ПК₃ и ниже. В связи с этим площадь с оптимальными палеогеотермическими условиями генерации углеводородов во Внутреннем грабене меньше, чем в Северной зоне ступеней.

Схематическая карта катагенеза пород межсолевого комплекса в целом повторяет подсолевую, но степень катагенеза здесь ниже. Межсолевые отложения также наиболее преобразованы в погруженных частях Речицко-Вишанской и Червонослободско-Малодушин-ской ступеней. По кровле межсолевого комплекса уровень катагенеза снижается на одну градацию и соответствует МК₂‑МК₃. В поднятых частях ступеней и в Северной прибортовой зоне степень катагенеза снижается до МК₁ и ПК₃ . По сравнению с подсолевым комплексом уровень катагенеза в межсолевом комплексе здесь снижается на 1‑2 градации.

Во Внутреннем грабене наиболее катагенетически преобразованными являются отложения в погруженной части Заречинско-Великоборской ступени (МК₃‑МК₄ по подошве и МК₃ по кровле межсолевого комплекса). На остальной большей части Внутреннего грабена уровень катагенеза невысок (МК₁‑ПК₃) и только в погруженных частях Шестовичско-Сколодинской и Ельско-Наровлянской ступеней на небольшой территории степень катагенеза достигает градации МК₂.

Невысокая степень катагенеза подсолевых и межсолевых отложений в Припятском прогибе при значительных глубинах залегания объясняется влиянием двух мощных соленосных толщ с высокой теплопроводностью, которые выполняют роль холодильников.

Латеральная асимметрия катагенетической преобразованности пород с большей степенью преобразованности в северной части прогиба объясняется геотермической и палеогеотермической асимметрией. Современные температуры в подсолевом комплексе уменьшаются с севера на юг от 75 до 35^о С, а палеотемпературы уменьшались соответсвенно от 170 до 70^о С. Это обусловлено тем, что в северной части палеорифта была основная зона растяжения земной коры и литосферы в целом, и к ней был приурочен основной конвективный и кондуктивный поток глубинного тепла.

Таким образом, условия катагенетического преобразования органического вещества и генерации углеводородов в Северной зоне ступеней и в пределах Внутреннего грабена существенно отличались. Наиболее благоприятными (градация катагенеза МК₂ и выше) условия для максимальной реализации нефтематеринского потенциала отложений подсолевого и межсолевого комплексов были в Северной зоне ступеней (60 и 40% территории). Во Внутреннем грабене такие условия были только на 13 и 9% территории. Менее благоприятные условия для генерации углеводородов при градациях катагенеза МК₁ и ПК₃ имеют подсолевые и межсолевые отложения на остальной части Северной зоны ступеней (40 и 60% территории соответственно), а также подсолевые отложения Внутреннего грабена (68% территории) межсолевые отложения центра (47% территории) и юга (20%). Значительная часть территории центра (40%) и юга (70%) по межсолевым отложениям и значительно меньшая часть (8 и 15%) по подсолевым отложениям характеризуются градацией катагенеза ПК₃ и менее, когда процессов генерации и эмиграции углеводородов в масштабах, необходимых для образования залежей, не происходило.

Этим и объясняется, почему основной очаг нефтеобразования (Бескопыльный, 1975) находится в Северной зоне ступеней и тяготеет к его восточной части, где и расположены основные залежи нефти Припятского прогиба. Более мелкие очаги нефтеобразования в межсолевых и особенно в подсолевых отложениях имеются также в пределах Внутреннего грабена, где они в основном приурочены к погруженным частям Заречинско-Великоборской, Шестовичско-Сколодинской и Ельско-Наровлянской ступеней.

Главная фаза и зона нефтеобразования

Под главной фазой нефтеобразования (ГФН) Н. Б. Вассоевич (1970) понимал этап преобразования органического вещества и массовой генерации и эмиграции углеводородов, который начинается на стадиях катагенеза МК_1, продолжается на стадии МК₂ и достигает максимума к стадии МК₃. Главная фаза нефтеобразования протекает при температуре 60‑180^о С на глубине 2‑4 км и этот интервал и его отложения получили название главной зоны нефтеобразования. По мнению зарубежных исследователей (Тиссо, Вельте, 1981) главная зона нефтеобразования, которую они называют нефтяным окном, отвечает градациям катагенеза МК₁‑МК₄. Вопросы стадийности нефтеобразования разрабатывались на примере преимуществено глинистых карбонатных толщ. По мнению Б. А. Соколова (1980, 1985) в карбонатных породах этот процесс протекает несколько иначе, и в связи с их ранней литификацией в них выделяются верхняя и нижняя зоны нефтеобразования, при чем реализация их нефтематеринского потенциала осуществляется в основном в нижней зоне при температуре 100‑150^о С в условиях метакатегенеза (градации МК₄ , МК₅), т. е. в более жестких термобарических условиях, чем в глинистых толщах.

Поскольку в Припятском прогибе основные нефтеносные толщи карбонатные и в разрезе присутствуют две мощные соленосные толщи, играющие роль холодильников, главная зона нефтеобразования здесь должна смещаться вниз по разрезу в условия больших глубин и жестких термобарических условий.

Проявление ГФН имеет место на разных глубинах и при разных уровнях катагенеза пород и ОВ, что связано с конкретными термобарическими условиями района, литологическим составом пород, генетическим типом ОВ. По мере погружения с ростом уровня катагенеза пород и ОВ изменяется содержание хлороформенного битумоида “А” (ХБ), величины битумоидного коэффициента, содержание в битуме масел, элементный состав, и анализ этих данных позволяет определить глубины и время проявления ГФН. Для Припятского прогиба эти процессы были рассмотрены Е. Ф. Никуленко (1997) по основным нефтеносным комплексам, районам и зонам, построены графики изменения состава хлороформенного битумоида “А” и его содержания в рассеянном органическом веществе (содержание масел, углерода и изменение битумоидного коэффициента) от глубины. Анализ графиков позволил определить для каждого комплекса и для отдельных зон глубины, уровни катагенеза и другие особенности проявления ГФН (табл. 24).

Наименьшая глубина проявления ГФН установлена в северо-восточной части прогиба на Александровской и Борщевской площадях в области проявления позднедевонского вулканизма, высокого теплового потока и интенсивного прогрева недр. Здесь увеличение содержания хлороформенного битума, битумоидного коэффициента, содержания масел и углерода в межсолевых отложениях отмечается до глубины 2200 м, что указывает на масштабную генерацию УВ. Ниже эти показатели снижаются, что свидетельствует о масштабной эмиграции УВ.

Западнее, в Предберезинской зоне опусканий в погруженной части Речицко-Вишанской ступени на Чернинской, Оземлинской, Моисеевской, Шатилковской, Боровиковской и других структурах глубина проявления ГФН резко увеличивается до 3300‑3700 м в межсолевых и 3900‑4100 м в подсолевых отложениях при градациях катагенеза соответственно МК₁‑МК₂ и МК₂‑МК3₃. В то же время в Северной прибортовой зоне, а также в поднятых южных частях Речицко-Вишанской и Червонослободско-Малодушинской ступеней при снижении глубины залегания межсолевого и подсолевого комплексов глубина проявления ГФН снижается соответственно до 2300 и 2600 м и 2900 и 2900‑3100 м при степени катагенеза МК₂. Однако на южных погруженных крыльях Речицко-Вишанской и Червонослободской зон поднятий при увеличении глубины залегания межсолевого и подсолевого комплексов глубины генерации и эмиграции также сдвигаются соответственно к 3900 и 4200‑4300 м.

В центре и на юге прогиба в пределах Внутреннего грабена условия проявления ГФН иные. Здесь главная фаза нефтеобразования смещена к более низкой градации катагенеза (МК₁), но на большие глубины: в Мозырско-Каменской зоне – 3300‑3500 м, а в Ельской депрессии – около 4000 м. Для большей части центра и юга и особенно их западных частей четких закономерностей в изменении геохимических показателей с глубиной не наблюдается, так как в интевале 1100‑2500 м преобладает градация катагенеза ПК₃ , что не обеспечивает достаточные для формирования залежей масштабы генерации и эмиграции углеводородов.

Подсолевые карбонатные отложения с позиций проявления ГФН находятся в лучших условиях, чем межсолевые. В Северной зоне ступеней ГФН проявляется практически на всей территории эа исключением крайних западных участков, в пределах Внутреннего грабена на 80% территории. Межсолевые отложения Северной зоны ступеней также находились в зоне ГФН на большей части территории, в то время как в пределах Внутреннего грабена на большей части территории (40% территории в центре и 70% на юге) они не погружались в главную зону нефтеобразования и не реализовали свой нефтематеринский потенциал.

Изучение генетического потенциала межсолевого комплекса приролитическим методом подтвеждает эти выводы. Только в Северной зоне ступеней Т_мах достигает 440^о С, что соответствует условиям нефтяного окна, в пределах Внутреннего грабена она не превышает 427^о С, что свидетельствует о недостаточно высокой преобразованности органичесого вещества.

В целом начало главной фазы нефтеобразования в условиях Припятского прогиба приурочено к градации катагенеза МК₁ при глубинах от 2000 до 4000 м, а основная генерация и массовая эмиграция УВ происходит при градации катагенеза МК₂ на глубинах от 2500 до 4500 м.

Таким образом глубинная и территориальная зональность проявления ГФН и градаций катагенеза объясняют характер распределения начальных потенциальных ресурсов в Припятском прогибе, плотность которых наиболее высока в Северной зоне ступеней, к которой приурочена главная область нефтеобразования и основные разведанные ресурсы УВ.

Формирование залежей нефти

Формирование залежей нефти начинается с эмиграции углеводородов из нефтепроизводящих отложений с их последующей миграцией из зон нефтеобразования в зоны нефтенакопления. Для выделения и обоснования таких зон использовались (Лапуть, Никуленко, 1997) следующие геохимические параметры: плотность эмигрировавших (П_эмг) и миграционных (П_миг) битумоидов; качественное состояние самих битумоидов в этих зонах, определяемая степенью их восстановленности (К₂); класс нефтепроявлений (выделяется восемь классов нефтепроявлений от твердых битумов до подвижной нефти).

Были составлены схематические карты плотностей эмиграционных и миграционных битумоидов для межсолевого (рис. 71) и подсолевого карбонатного (рис. 72) нефтеносных комплексов и на них выделены зоны нефтеобразования и зоны нефтенакопления. Зоны нефтеобразования оконтурены изолиниями плотности эмиграционных битумоидов – 50 тыс. т/км² , а зоны нефтенакопления – плотностью миграционных битумоидов 50 тыс. т/км² . Отмечается четкая связь структуры нефтеносных комплексов и геохимических показателей: погруженным зонам соответствуют повышенные значения плотностей эмиграционных битумоидов (П_эмг) и они являются зонами нефтеобразования, повышенным зонам отвечают пониженные значения П_эмг и повышенные значения плотностей миграционных битумоидов (П_миг), а также повышенные значения коэффициента качественного состояния битумоидов (К₂), и они являются зонами нефтенакопления. Изменяется и характер нефтепроявлений: от твердых битумов в зонах нефтеобразования до подвижной нефти в кавернах и трещинах в зонах нефтенакопления.

В межсолевом нефтеносном комплексе Северного нефтеносного района выделяется несколько зон генерации и аккумуляции углеводородов.

В погруженной части Речицко-Шатилковской ступени выделена обширная Предберезинская зона опусканий с относительно высокой плотностью эмигрировавших битумоидов (П_эмг = ‑100 тыс. т/км²) и нефтепроявлениями 1-го класса (твердый битум, запах битума). С севера и с юга к ней примыкают Судовицко-Березинская и Оземлинско-Первомайская зоны поднятий. По направлению к ним плотность эмигрировавших углеводородов снижается до –50 тыс. т/км² и менее (т. е в 2‑3 раза), а плотность миграционных битумоидов увеличивается от 20 до 100‑400 и 1000 тыс. т/км² , тип нефтепроявлений изменяется от 1-го класса (твердый битум) к 3‑8-му (капли, запах, выпоты нефти). По геохимическим показателям они оцениваются как зоны нефтенакопления, куда мигрировали углеводороды из Предберезинской зоны нефтеобразования.

В восточной части Речицко-Шатилковской ступени выделяется Предалександровская зона нефтеобразования, которая оконтуривается изолинией П_эмг = ‑100 тыс. т/км² и изолинией нефтепроявлений 1-го класса. С севера к ней примыкает Александровско-Дубровская зона нефтенакопления, которая оконтуривается изолинией повышенного содержания П_миг = 50‑800 тыс. т/км². С юга к ней примыкает самая крупная Речицко-Вишанская зона нефтенакопления с плотностью миграционных битумоидов 200‑400 тыс. т/км² и более. Плотность миграционных битумоидов снижается с востока на запад зоны до 20 тыс. т/км² на Малынской и Холопиничской площадях, что свидетельствует о снижении перспектив нефтеносности зоны в этом направлении.

В погруженной части Червонослободско-Малодушинской ступени выделяются Предборисовская и Предречицкая зоны нефтеобразования, которые оконтуриваются изолиниями П_эмг –300 и –200 тыс. т/км. С юга к ним примыкают Червонослободская и Малодушинская зоны нефтенакопления, которые выделяются по П_миг 100‑300 тыс. т/км².

В Южном нефтеносном районе в пределах Внутреннего грабена выделяются Предчервонослободская и Предмалодушинская зоны нефтеобразования в погруженной части Заречинско-Великоборской ступени с повышенной (‑90‑100 тыс. т/км²) плотностью эмиграционных битумоидов. К югу от них расположены Комаровичско-Савичская и Заречинско-Дудичская зоны нефтенакопления с плотностью миграционных битумоидов 100‑600 и 1000 тыс. т/км². Комаровичско-Савичская зона нефтенакопления расположена в средней части ступени и характеризуется также повышенной (60‑300 тыс. т/км2) плотностью эмиграционных битумоидов, т. е является одновременно и зоной нефтеобразования.

В осевой части прогиба выделяется Мозырско-Каменская зона генерации УВ с глубиной залегания межсолевых отложений 3400‑3800 м, оконтуренная изолинией повышенной плотности эмиграционных битумоидов (‑100 тыс. т/км²). С запада к ней примыкают Шестовичско-Скрыгаловская, Сколодинско-Каменская и Гостовская группы структур, которые могут быть зонами аккумуляции. Однако, как и выделяемые северо-западнее Копаткевичско-Бобровичская и Конковичско-Южно-Гороховская зоны поднятий, ввиду отсутствия коллекторов в межсолевых отложениях они являются малоперспективными.

На западе центральной части прогиба плотность эмиграционных битумоидов не высока (менее 100 тыс. т/км²), нефтепроявления отсутствуют или отмечаются окисленные битумы, что свидетельствует о неблагоприятных условиях для формирования здесь залежей нефти в межсолевых отложениях.

На юге прогиба выделяется Южно-Ельская зона генерации УВ с плотностью эмиграционных битумоидов от –100 до – 300 тыс. т/км² и высокой (К₂ достигает 2,2) восстановленностью битумоидов, которая оценивается как зона генерации со средней продуктивностью межсолевой нефтематеринской толщи. По периферии зоны выделяются участки с высокими (от 500 до 2800 тыс. т/км²) содержаниями миграционного битумоида. С юга к ней примыкает Выступовичская зона нефтенакопления с высоким (800‑4000 тыс. т/км²) значением П_миг и высоким (К₂ равно 4‑5) уровнем восстановлености битумоидов. Примыкающая с севера Ельская зона нефтенакопления характеризуется высокой плотностью (500‑2000 тыс. т/км²) миграционных битумоидов и обилием нефтепроявлений 5‑6 классов (капли, выпоты подвижной нефти), но показатель качественного состояния битумов низкий (К₂ равно 0,5‑1,5), что снижает перспективы зоны.

На западе южной части прогиба количество эмиграционных битумоидов равно –200 тыс. т/км², однако миграционные битумы отсутствуют, восстановленность битумов низка (К₂ меньше 0,5), что свидетельствует о плохих условиях сохранности УВ и возможном окислении их инфильтрационными водами.

В подсолевом карбонатном нефтеносном комплексе выделяются те же зоны генерации и аккумуляции УВ, что и в межсолевом комплексе, при этом в плане они совпадают.

В Северной зоне ступеней выделяются Предберезинская и Предалександровская зоны генерации на западе и востоке погруженной части Речицко-Вишанской ступени с повышенной (до –100‑300 и –50 тыс.т/км²) величиной П_эмг. В погруженной части Червонослободско-Малодушинской ступени выделяются Предборисовская и Предречицкая зоны генерации с невысокой (‑50 тыс. т/км²) величиной П_эмг. К ним примыкают Судовицко-Березинская, Оземлинско-Первомайская, Речицко-Вишанская, Борисовско-Дроздовская, Малодушинская, Червонослободская зоны нефтенакопления с повышенным (от 50 до 500 тыс. т/км²) содержанием П_миг.

На севере Внутреннего грабена в погруженной части Заречинско-Великоборской ступени повышенными (до 522 тыс. т/км²) значениями П_эмг выделяются Предчервонослободкая и Предмалодушинская зоны генерации УВ. Южнее выделены Прудокско-Гороховская зона генерации с плотностью эмиграционных битумоидов от –50 до –180 тыс. т/км² и многочисленными нефтепроявлениями 1-го класса. Преднаровлянская и Предвыступовичская зоны генерации характеризуются еще более низкими (до –30 тыс. т/км²) величинами эмиграционных битумоидов и нефтепроявлениями 1-го класса.

К зонам генерации примыкают Комаровичско-Савичская, Заречинско-Дудичская, Омельковщинская, Сколодинская, Гостовско-Каменская, Западно-Валавско-Николаевская, Новорудненская и Выступовичская зоны нефтенакопления с невысокими плотностями миграционных битумоидов.

На западе прогиба отсутствуют прямые признаки нефтеносности, что свидетельствует о низком генерационном потенциале и низкой перспективности этой части прогиба.

В целом подсолевые карбонатные отложения Внутреннего грабена отличаются невысокой плотностью эмиграционных и миграционных битумоидов, снижающейся с севера на юг, нефтепроявлениями низкого качества (битумы типа асфальтенов, керитов, оксикеритов), что свидетельствует о низком нефтегенерационном потенциале, неблагоприятных условиях сохранения УВ и невысоких перспективах нефтеносности Внутреннего грабена по сравнению с Северной зоной ступеней.

Подсолевой терригенный нефтеносный комплекс характеризуется более низкой плотностью эмиграционных битумоидов, которая изменяется от –90‑190 тыс. т/км² в Предберезинской гоне генерации до –50 в Предалександровской, ‑ 84 в Предречицкой, ‑60 в Предчервонослободской, до –65‑140 в центре и до –30 тыс. т/км² на юге прогиба. В зонах аккумуляции плотность миграционных битумоидов увеличивается от Судовицско-Березинской зоны к Червонослободско-Малодушинской (от 80‑100 до 50‑500 тыс.т/км²) и к центру прогиба (от 300‑500 до 1000 тыс. т/км²) и снижается к югу прогиба (300‑370 тыс/ т/км²). Коэффициент качественного состояния битумоидов уменьшается от центра (0,2‑2,6) к северу (0,07‑1,31) и югу (0,38‑1,31) прогиба. В отличие от подсолевого карбонатного комплекса в подсолевом терригенном на западе прогиба довольно высока плотность миграционных битумоидов (495‑965 тыс. т/км²) и показатели их качественного состояния (4‑7 классы). Однако в целом масштабы генерации УВ в подсолевом терригенном комлексе значительно ниже, чем в подсолевом карбонатном.

Процессы массовой генерации и эмиграции углеводородов из зон генерации в зоны аккумуляции и в ловушки в их пределах с формированием залежей нефти происходили в главную фазу генерации УВ. ГФН в разных комплексах, районах и зонах Припятского прогиба проявилась на разных глубинах, в разное время и в неодинаковой степени, что связано с разным типом ОВ и в основном с палеогеотермическим режимом. Начало проявления ГФН (МК₁) в межсолевых отложениях приурочено к глубине от 2000 м в северной зоне ступеней, до 3400 м в центре и 4000 м на юге, а в подсолевых отложениях смещено на несколько меньшие глубины. Максимальная генерация углеводородов происходила на глубине 2600‑4100 м (МК₁‑МК₂, реже МК₃). Для подсолевых отложений это соответствует времени накопления верхней соленосной толщи, для межсолевых – времени накопления верхней соленосной толщи и надсолевых девонских отложений.

Ступени, зоны приразломных погружений и поднятий и приуроченные к ним зоны нефтеобразования и нефтенакопления начали активно формироваться с начала рифтовой стадии и наиболее активно формировались в среднем фамене во время накопления верхней соленосной толщи. Времени накопления верхней соленосной толщи в среднем фамене отвечает максимум рифтогенеза с большой скоростью погружения и осадконакопления и наиболее интенсивными подвижками по разломам. Зоны нефтеобразования и зоны нефтенакопления и осложняющие их ловушки являются догенерационными и сингенерационными, что создавало благоприятные условия для формирования залежей нефти. Во время накопления верхнесоленосных, в меньшей степени надсолевых девонских отложений происходило интенсивное уплотнение подсолевых и межсолевых пород с отжатием из них седиментационных вод, таким образом в Припятском прогибе главная фаза нефтеобразования совпала с главной фазой эмиграции углеводородов из нефтеметеринских отложений в резервуары. Естественно, это создавало благоприятные условия для формирования залежей нефти.

Спад тектонической активности намечается в Припятском прогибе с позднефаменского времени: темпы погружения и осадконакопления во время накопления надсолевых девонских отложений, а также подвижек по разломам, снизились в 2‑5 раз по сравнению с средним фаменом, временем накопления верхней соленосной толщи. С карбона, с началом стадии наложенной синеклизы темпы погружения, осадконакопления и подвижек по разломам снизились на порядок и более по сравнению с главной, среднефаменской фазой рифтовой стадии. Со снижением темпов рифтогенеза в позднем фамене и его прекращением начиная с раннего карбона начался процесс деградации теплового поля, в результате чего современные температуры в чехле в два раза ниже по сравнению с главной фазой рифтовой стадии. Поэтому следует полагать, что оптимальные термобарические условия для генерации УВ и формирования залежей были в среднем фамене в главную и в позднем фамене в заключительную фазы рифтовой стадии, а к началу карбона главная фаза нефтеобразования и процесс формирования залежей нефти в Припятском прогибе в основном завершились. Залегание триасовых, а на Копаткевичском поднятии визейских отложений на брекчии кепрока, пропитанной нефтью, свидетельствует, что залежи нефти к этому времени в подсолевых и межсолевых отложениях были сформированы и разрушались.

Нефти подсолевого и межсолевого комплексов генетически разнородны и имели собственные очаги генерации и залежи нефти формировались в них в результате латеральной миграции в подсолевых и межсолевых отложениях из погруженных в поднятые части ступеней вверх по восстанию отложений. Расстояния латеральной миграции сопоставимы с шириной ступеней, так как ступени в главную фазу генерации были в основном изолированы друг от друга каменной солью по разломам. Нефти в боричевском резервуаре основания галитовой субформации на Полесском и Выступовичском месторождениях генетически связаны с подстилающими петриковскими отложениями. На Северо-Домановичском месторождении в кореневском резервуаре, а также, вероятно, в тишковском и шатилковском резервуарах на Тишковской, Осташковичской, Шатилковской и других площадях формирование залежей происходило за счет генерации углеводородов во внутрисолевых прослоях галитовой субформации. На Казанском месторождении предполагается формирование внутрисолевых залежей за счет вертикальной миграции из подсолевых отложений. Нефти северных и южных крыльев Речицко-Вишанской зоны поднятий имеют самостоятельные источники углеводородов. Их залежи формировались в результате латеральной миграции соответственно из погруженных зон Речицко-Вишанской и Червонослободско-Малодушинской ступеней.

Залежи нефти в подсолевом и межсолевом комплексах формировались в основном в тектонически экранированных солью по разломам пластовых и массивных резервуарах. В верхнесоленосном комплексе они формировались в литологически ограниченных резервуарах бистромов и биогермов внутрисолевых прослоев галитовой субформации на севере прогиба и и в терригенных породах авандельт на юге прогиба.

Залежи нефти в подсолевых и межсолевых отложениях Припятского прогиба подвергались интенсивному разрушению, на что указывают признаки древних водонефтяных контактов на ряде месторождений, а также признаки вязкой тяжелой окисленной нефти в брекчии кепрока на многих соляных криптодиапирах (Речицкий, Тишковский, Осташковичский, Первомайский, Копаткевичский, Дудичский, Наровлянский, Ельский и др.).

Разрушение залежей нефти происходило в результате вертикальной миграции по разломам в вышележащие отложения, а также под влиянием галокинеза в галитовой подтолще, которая захватывала нефть из головных частей тектонически экранированных залежей при течении из погруженных в поднятые крылья разломов. Часть нефти оказалась рассеянной в соли соляных массивов, часть была окислена в брекчии кепрока в сводах соляных криптодиапиров.

Для залежей подсолевого и межсолевого комплекса установлено увеличение плотности нефтей, содержания в них смолисто-асфальтеновых веществ и серы по мере увеличения нарушенности залежей разломами, что доказывает отрицательное влияние разломов на сохранение залежей нефти. Так, на Октябрьской площади подсолевые и межсолевые отложения интенсивно нарушены разломами и на ней выявлены лишь небольшие залежи тяжелых гипергенноизмененных нефтей. Более интенсивная нарушенность подсолевого комплекса Внутреннего грабена разрывными нарушениями по сравнению с Северной зоной ступеней, по-видимому, оказала существенное отрицательное влияние на формирование и сохранение залежей нефти. В условиях мелкоблоковой структуры не было значительных нефтесборных площадей и крупных ловушек и происходило рассеивание углеводородов по площади и по разрезу.