1. История изучения нефтегазоносности Припятского прогиба

В истории нефтегеологических исследований Припятского прогиба выделяется несколько периодов, каждый из которых характеризуется своим комплексом, объемами и результатами работ.

Первый период рекогносцировочных исследований включает время с начала накопления первых сведений по глубинному геологическому строению юго-восточной части Беларуси до начала региональных геологических и геофизических исследований в 1937 г.

В начале этого периода представления о геологическом строении юго-восточной части Беларуси были основаны на геологических маршрутных исследованиях и бурении мелких скважин. В 1925 г. Е. В. Оппоков первым пришел к выводу, что Украинская тектоническая мульда (Днепровско-Донецкая впадина в современном понимании) протягивается в южную часть БССР. А.М.Жирмунский (1934) протягивал ее к району Полоцка, а С. Бубнов (1936) до Ленинграда.

С 1932 г. на территории БССР проводились мелкомасштабные гравиметрические и магнитометрические работы, и на основе их обобщения А. Д. Архангельский (1937, 1939) на тектонической карте показал на юго-востоке БССР впадину в кристаллическом фундаменте как продолжение Днепровско-Донецкой впадины. Он протягивал ее до широты Минска, где она поворачивала на запад и через седловинное погружение Полесского вала соединялась с Польско-Германской впадиной. Полученные на этом этапе геологические результаты были обобщены также в работах Н. Ф. Блиодухо, А. М. Жирмунского, А. П. Карпинского, Н. Ч. Кужняра, Б. Л. Личкова, П. А. Тутковского, Н. С. Шатского.

Второй период был этапом региональных работ и продолжался с 1937 г. по 1952 г. На этом этапе в 1937-1941 гг. и 1945-1952 гг. с перерывом на годы войны в результате проведения региональных геологических и геофизических исследований: гравиметрической и магнитометрической съемки, электроразведки и сейсморазведки по единичным профилям методами преломленных и отраженных волн в комплексе с бурением единичных скважин был получен значительный материал по региональному геологическому строению Припятского прогиба.

В 1936 г. были получены первые притоки нефти в Днепровско-Донецкой впадине около г. Ромны, чем были подтверждены прогнозы Н. С. Шатского (1931) о наличии в Днепровско-Донецкой впадине соляных куполов и связанных с ними залежей нефти. В 1937‑1941 гг. А. М. Розин и З. А. Горелик, учитывая эти данные, указывали на возможность существования на юго-востоке Беларуси мощных толщ палеозойских отложений с залежами солей и нефти. Проведенными в 1937‑1940 гг. под руководством В. С. Завистовского, И. А. Балабушевича, С. И. Субботина, М. С. Закашанского и других сейсмическими, гравиметрическими и магнитометрическими исследованиями было подтверждено, что на юго-востоке Беларуси имеется глубокая впадина поверхности кристаллического фундамента, выполненная мощной толщей осадочных пород. На профиле по линии Овруч – Могилев, построенном по данным сейсмических и гравиметрических работ, было выделено крупное грабенообразное погружение с глубиной залегания кристаллического фундамента севернее Овруча и южнее Жлобина до 4,5‑5 км (Завистовский, 1939). Геофизическими исследованиями на севере и юге Припятского прогиба были выделены Шатилковская и Ельская депрессии в качестве тектонических элементов второго порядка и установлены первые локальные соляные поднятия (Давыдово-Кореневская и др.). Скважиной, пробуренной у д. Давыдовки, в 1940 г впервые в Припятском прогибе на глубине 844 м была вскрыта каменная соль. В 1939 г. газовой съемкой в Паричском и Глуском районах установлено повышенное содержание тяжелых углеводородов в почвенном слое.

Исследованиями 1946‑1952 гг. были уточнены контуры Припятского прогиба и было установлено, что он выполнен главным образом девонскими, преимущественно соленосными отложениями. В 1949 г. в Старобинском районе было открыто крупное месторождение калийных солей, таким образом, было установлено, что Припятский прогиб является крупным соленосным и калиеносным бассейном. В прогибе был выявлен ряд локальных структур, признанных перспективными на нефть и газ, а в Кореневской скважине впервые были отмечены нефтепроявления в девонских отложениях. По результатам геофизических работ была составлена тектоническая схема прогиба (Закашанский, 1948, 1952), на которой помимо Шатилковской и Ельской депрессий были выделены Наровлянский гравитационный максимум силы тяжести, Брагинский выступ кристаллического фундамента, Туровская депрессия, Червонослободское валообразное поднятие и ряд локальных соляных поднятий (Наровлянское, Ельское, Копаткевичское, Речицкое и др.). Для выявления и изучения соляных поднятий применялся электоразведочный метод ВЭЗ, а выявленные структуры картировались сейсморазведкой КМПВ по редкой сети профилей. Этими методами изучалась в основном поверхность верхней соленосной толщи, строение более глубоких горизонтов оставалось слабо изученным. К концу периода в основном в сводах соляных поднятий было пробурено несколько глубоких скважин: Домановичская 1, Мозырская 1, Давыдово-Кореневская 2 опорные, Наровлянская параметрическая, осуществлялось бурение двух параметрических скважин на Ельской и Копаткевичской площадях.

Результаты исследований этого периода были обобщены в работах И. А. Балабушевича, Г. В. Богомолова, Е. Н. Гиммельштейна, З. А. Горелика, В. С. Завистовского, М. С. Закашанского, С. И. Субботина, А. М. Розина и др.

В результате региональных комплексных геолого-геофизических работ второго этапа в общих чертах была изучена стратиграфия и литология платформенного чехла, уточнены контуры прогиба, выделены основные депрессии и выступы фундамента, валообразные и ряд локальных поднятий по кровле верхней соленосной толщи. Однако строение прогиба по перспективным межсолевым и подсолевым отложениям оставалось слабо изученным и основные задачи первой стадии регионального этапа геологоразведочных работ на нефть и газ (стадии прогноза нефтегазоносности) не были решены. Не были выделены основные нефтегазоносные комплексы, не было проведено нефтегеологическое районирование, не были выделены зоны возможного нефтегазонакопления в наиболее перспективных межсолевом и подсолевом комплексах и не было получено необходимых для таких работ материалов, не была дана качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности и, следовательно, не мог быть сделан научно обоснованный выбор основных направлений и объектов дальнейших исследований. Поэтому основные задачи регионального этапа геологоразведочных работ на нефть и гах в Припятском прогибе предстояло решать в течение следующего периода.

Третий период начался в 1953 г. получением первого промышленного притока нефти на Ельской площади и завершился открытием первого промышленного месторождения нефти на Речицкой площади.

В 1953 г. в скважине, пробуренной на южном крыле Ельского соляного поднятия, из песчаников нижней части верхней соленосной толщи был получен приток нефти дебитом 16 т/сут. Этот первый успех сослужил плохую службу белорусским геологам-нефтяникам. Они сосредоточили все работы на оконтуривании выявленной залежи, т. е перешли к поисковому этапу. Не решив основных задач стадии прогноза нефтегазоносности и не приступив к решению задач стадии оценки зон нефтегазонакопления регионального этапа они практически прекратили региональные работы. Это отрицательно сказалось на изучении геологического строения и нефтегазоносности Припятского прогиба и на значительное время задержало получение данных, необходимых для разработки научно обоснованных направлений работ. Попытки оконтурить залежь нефти в верхней соленосной толще Ельской площади не привели к открытию промышленного месторождения нефти. Все остальные пробуренные скважины (а их к 1963 г. было пробурено 19 общим метражом 59410 м) не встретили нефтеносного горизонта в разрезе соленосной толщи или оказались за контуром нефтеносности, так как залежь была приурочена к мелкому блоку внутрисолевых пород, вынесенному в процессе галокинеза в соляной массив из межкупольной зоны. Аналогичная ситуация сложилась на Наровлянской площади, на которой в скв. 1 из брекчии кепрока над солью было получено более 10 кг мальты – тяжелой сернистой окисленной нефти, а в скв. 3, 6 встречена брекчия кепрока с нефтепроявлениями. К 1960 г. здесь было пробурено 10 глубоких скважин (23493 м), однако положительных результатов также получено не было. Концентрация объемов поискового бурения в течение этого периода имела место и на других площадях: на Копаткевичской площади было пробурено четыре скважины общим метражем 11638 м, на Шестовичской – четыре (12512 м), на Заозерной – четыре (12505 м), на Стреличевской – четыре (9980 м). Ни на одной из них залежей нефти открыто не было. Как выяснилось позднее, поисковые работы были сосредоточены в малоперспективных районах, к тому же они проводилсь на неподготовленных к поисковому бурению структурах.

Так белорусские геологи-нефтяники показали, как не нужно проводить геологораз-ведочные работы на нефть и газ. Нельзя начинать поисковые работы не решив основных задач регионального этапа, т. е не выделив нефтегазоперспективных комплексов и природных резервуаров, не изучив региональных закономерностей распространения и изменения свойств пород-коллекторов и флюидоупоров, не изучив структурный план нефтегазоносных комплексов, не проведя нефтегеологического районирования, не выделив зон возможного нефтегазонакопления и не дав сравнительной оценки перспектив их нефтегазоносности с качественной и количественной оценкой ресурсов Только решив эти задачи можно производить выбор наиболее перспективных районов и наиболее крупных ловушек с количественной оценкой их ресурсов, установлением очередности проведения поисковых работ. Только после этого можно переходить к поисковому этапу, при том к его первой стадии выявления и подготовки объектов к поисковому бурению и лишь затем начинать поиски месторождений на подготовленных ловушках.

Эти задачи решаются на региональном этапе в основном региональными геофизическими работами и прежде всего сейсморазведкой по региональным профилям в комплексе с параметрическим бурением. Между тем, с 1952 по 1957 г из 32 глубоких скважин, начатых бурением, только 6 были параметрическими, в 1958‑1959 гг. – 5. При этом параметрическое бурение осуществлялось в основном в южной, юго-восточной и западной частях прогиба, которые, как было установлено позднее, являются наименее перспективными.

Отрицательные результаты геологоразведочных работ на нефть и газ в Припятском прогибе вызывали обеспокоенность и стремление разобраться в их причинах. С этой целью с 1958 по 1963 г. вопросы перспектив нефтегазоносности Припятского прогиба и направлений поисково-разведочных работ рассматривались различными комиссиями и обсуждались на совещаниях геологов. В июле 1958 г. работала комиссия под председательством С. Е. Черпака, в апреле 1960 г результаты геологоразведочных работ рассматривала комиссия под руководством К. И. Лукашева, в сентябре 1962 г. вопрос о перспективах нефтегазоносности Припятского прогиба рассматривала комиссия под председательством Н. И. Буялова, в феврале 1959 г в Минске состоялось совещание по проблеме нефтегазоносности Припятского прогиба. Все они подтвердили выводы о перспективности прогиба, рекомендовали усилить региональные работы и провести ряд региональных сейсмических профилей в комплексе с параметрическим бурением, увеличить объемы бурения.

В 1961 г Белглавгеологией и ВНИГРИ был составлен план региональных геолого-геофизических работ, в котором предусматривалось проведение на территории прогиба 8 региональных сейсмических профилей и бурение вдоль них 23 параметрических скважин.

Начиная с 1959 г. региональные исследования в Припятском прогибе расширялись. Параметрическим бурением была охвачена большая часть прогиба и из всех начатых бурением скважин половина (16 скважин) были параметрическими. Параметрическое бурение комплексировалось с региональными сейсмическими работами и структурно-поисковым бурением. Сейсморазведкой МОВ и КМПВ было отработано семь региональных сейсмических профилей, расположенных вкрест простирания Припятского прогиба, и один региональный профиль, проходящий в субширотном направлении.

К концу третьего периода на всей территории Припятского прогиба были проведены аэромагнитная и гравиметрическая съемки, которые позволили уточнить тектоническое строение прогиба и установить, что основные структурные элементы по поверхности кристаллического фундамента в общих чертах находят отражение в рельефе кровли соленосной толщи. Были обобщены результаты электрометрических исследований методами теллурических токов (ТТ) и вертикального электрического зондирования (ВЭЗ) и составлена сводная карта рельефа электрометрических горизонтов для всей территории прогиба, прежде всего по поверхности верхней соленосной толщи, на которой нашло отражение 95 локальных поднятий.

В третьем периоде исследований важной стала задача подготовки структур под поисковое бурение и главным методом решения этой задачи была сейсморазведка. В начальный период поисковых работ локальные объекты вводились в поисковое бурение на нефть и газ, будучи изучены в основном по кровле соли, структурные планы которой, как выяснилось, не совпадают со структурными планами межсолевых и подсолевых отложений. Опытно-методическими работами по выработке рационального комплекса сейсморазведки, целенаправленно проводившимися с 1961 г., было установлено, что в сложных сейсмогеологических условиях Припятского прогиба с двумя соленосными толщами в разрезе, осложненными соляной тектоникой, и широким развитием разрывных нарушений наиболее надежные результаты при изучении строения межсолевых и подсолевых отложений можно получать применяя комплекс методов МОВ, КМПВ, МРНП при достаточном количестве параметрических скважин.

В результате проведенных региональных работ были установлены основные черты строения Припятского прогиба по всему чехлу и были получены первые представления о глубинах залегания кристаллического фундамента на всей территории прогиба.

Расширение фронта региональных работ и распространение их на всю территорию прогиба дало положительные результаты. Прямые признаки нефти были установлены в северо-восточной части прогиба на Первомайской, Восточно-Первомайской и Речицкой площадях. Речицкая параметрическая скв. 1 уже в 1962 г. прошла нефтеносный горизонт в подсолевых карбонатных отложениях девона, но, несмотря на присутствие признаков нефти в известняках воронежского и евлановского горизонтов, он не был испытан, так как карбонатные породы не рассматривались как возможные вместилища нефти, а основное внимание обращалось на терригенные коллекторы. Они были испытаны в пярнусских отложениях в интервале 3160‑3194 м, и был получен приток минерализованной воды.

В 1964 г было открыто первое в Беларуси промышленное Речицкое месторождение нефти. Промышленные притоки нефти были получены из карбонатных межсолевых задонско-елецких (скв. 8) и подсолевых семилукско-бурегских (скв. 6) отложений. Получению нефти способствовало применение газового каротажа и испытание в процессе бурения. После этого основное внимание стало уделятся карбонатным породам как резервуарам нефти.

Одновременно с полевыми осуществлялись работы по обобщению результатов исследований. Проводились работы по изучению стратиграфии и литологии осадочного чехла прогиба (В. К. Голубцов, Г. И. Кедо, В. П. Курочка, А. С. Махнач, Р. М. Пистрак, З. Л. Познякевич, С. В. Тихомиров, А. В. Фурсенко, В. Б. Цырлина, Т. А. Шевченко и др.). Изучалась тектоника прогиба (И. А. Балабушевич, Е. П. Брунс, Б. В. Бондаренко, Г. Х. Дикенштейн, В. Д. Кирейчев, Е. М. Люткевич, В. Н. Макаревич, Б. М. Руховец, С. И. Рынг, Ж. П. Хотько, И. Н. Шебуева и др.), составлялись и совершенствовались схемы тектонического районирования (Бондаренко, Хотько, 1956; Дикенштейн, Кирейчев, Смилга, Шебуева, 1957; Балабушевич, 1959, 1960, 1965; Люткевич, Руховец, 1961). Гидрогеологию палеозойских отложений прогиба изучали Л. К. Берзина, М. А. Гатальский, М. Ф. Козлов, А. П. Маркова, И. П. Климова, В. А. Филонов и др. Вопросы нефтеносности Припятского прогиба, нефтегеологического районирования и направлений нефтепоисковых работ были рассмотрены в фондовых и опубликованных работах Н. И. Буялова, З. А. Горелика, К. И. Гнедина, Г. Х. Дикенштейна, В. Д. Кирейчева, Е. М. Люткевича, В. Н. Макаревича, Б. М. Руховца, И. Н. Шебуевой и др.

Открытие первого промышленного месторождения нефти и новой нефтеносной области было крупным достижением большого коллектива геологов, геофизиков, буровиков Белглавгеологии и ученых Института геологических наук, ВНИГРИ и ВНИГНИ. Оно было отмечено присуждением коллективу наиболее отличившихся сотрудников этих организаций (П. А. Леонович, П. В. Анцупов, Н. Ф. Травницкая, Ю. И. Павлов, В. А. Аввакумов, З. Л. Познякевич, К. И. Лукашев, Г. В. Богомолов, А. С. Махнач, К. И. Гнедин) Государственной премии БССР (1972) за открытие и разведку крупных нефтяных месторождений Припятской нефтегазоносной области.

Четвертый период начался после открытия Речицкого месторождения нефти резким увеличением объемов геологоразведочных работ на нефть и газ, особенно объемов глубокого бурения (рис. 64), и увеличением количества открываемых местрождений. Пик объемов бурения приходится на 1975 год (240,5 тыс. м), после чего началось их неуклонное и довольно быстрое снижение. Пик открытий месторождений нефти приходится на 1984 г., после чего началось резкое снижение количества открытых месторождений (рис. 65). Это этап в основном поисково-разведочных работ, который продолжается до сих пор, хотя и региональные работы в этот переиод продолжались.

После открытия Речицкого месторождения нефти на базе Белорусской конторы разведочного бурения в 1965 г. были организованы трест «Белнефтегазразведка» и подчиненные ему Мозырская контора разведочного бурения и Речицкая нефтеразведочная экспедиция глубокого бурения. В феврале 1966 г. Министерством нефтяной промышленности СССР было принято решение о создании в Беларуси государственного нефтедобывающего объединения «Беларусьнефть», которое занялось не только разработкой открытых залежей, но также их поисками и разведкой в восточной части прогиба.

Главным направлением геологоразведочных работ стали поиски и разведка залежей нефти в северной части прогиба. Основные объемы работ Управления геологии при СМ БССР были сосредоточены в пределах Речицко-Вишанской зоны нефтенакопления на Осташковичской, Сосновской, Давыдовской, Вишанской, Малынской и Борисовской площадях. В результате этих работ в 1965 г были открыты Осташковичское, в 1967 г – Давыдовское и Вишанское месторождения нефти. В 1970 г открыта небольшая залежь нефти в задонско-елецких межсолевых отложениях на опущенном крыле Давыдовской структуры, чем была доказана промышленная нефтеносность опущенных крыльев региональных разломов. Затем были открыты Мармовичское (1972), Сосновское (1973), Борисовское (1981), Восточно-Дроздовское (1983), Западно-Сосновское (1984) месторождения. Все залежи приурочены к межсолевым и подсолевым карбонатным отложениям и ловушкам в головной поднятой части Речицко-Вишанской ступени. Кроме этого на склоне ступени в 1977 и 1979 гг. были открыты Полесское и Хуторское месторождения в карбонатно-ангидритовых валах основания верхней соленосной толщи.

Обьединением «Беларусьнефть» в восточной части Речицко-Вишанской зоны были открыты Тишковское (1976), Красносельское (1976), Днепровское (1977), Ветхинское (1979) и Левашовское (1989) месторождения нефти в подсолевых терригенных и карбонатных, межсолевых и верхнесоленосных девонских отложениях.

Интенсивные геологоразведочные работы проводились в пределах Червонослободской и Малодушинской зон нефтенакопления. В Червонослободской зоне Управлением геологии при СМ БССР были открыты Казанское месторождение в подсолевых карбонатных отложениях воронежского горизонта и Октябрьское месторождение с залежами в подсолевых (воронежский, семилукский и ланский горизонты) и межсолевых отложениях, а также Северо-Домановичское месторождение (1985) с залежами в межсолевых и верхнесоленосных отложениях. В Малодушинской зоне объединением «Беларусьнефть» были открыты Золотухинское (1972), Барсуковское (1972), Надвинское (1972), Малодушинское (1977), Летешинское (1984), Западно-Золотухинское (1985), Северо-Надвинское (1987), Западно-Малодушинское (1989), Северо-Новинское (1990) месторождения нефти в верхнесоленосных, межсолевых и подсолевых отложениях, а объединением «Беларусьгеология» – Северо-Притокское (1986) месторождение с залежами в подсолевых карбонатных отложениях.

Два месторождения были открыты в 1975‑1979 гг. в Судовицко-Березинской (Северной прибортовой) зоне поднятий: Березинское с залежами в межсолевых и Судовицкое – в межсолевых и подсолевых карбонатных отложениях.

Помимо поисков залежей в головных частях крупных ступеней были начаты поиски залежей на их моноклинальных склонах и в Оземлинско-Первомайской зоне структур на склоне Речицко-Вишанской ступени в подсолевых карбонатных отложениях были установлены экранированные разломами залежи на Оземлинской, Южно-Оземлинской, Первомайской, Восточно-Первомайской площадях и в межсолевых отложениях на Озерщинской площади.

Более успешными были поисково-разведочные работы объединения «Беларусьнефть» в Дубровско-Александровской зоне поднятий. Она расположена на востоке погруженной части Речицко-Вишанской ступени и контролируется разломами значительно большей амплитуды, чем в Оземлинско-Первомайской зоне. Здесь было открыто семь нефтяных месторождений: Александровское (1977), Борщевское (1978), Дубровское (1979), Южно-Александровское (1981), Западно-Александровское (1984), Елизаровское (1984), Дунайское (1987).

Поиски залежей нефти на склоне Малодушинско-Червонослободской ступени не привели к успехам: на десяти малоамплитудных объектах было пробурено 12 скважин, но залежей не было обнаружено.

Новым и успешным направлением работ стали поиски нефти в пределах южного опущенного крыла Речицко-Вишанского регионального разлома. Здесь были открыты Южно-Осташковичское (1972), Южно-Сосновское (1976), Славаньское (1983), Южно-Тишковское (1986), Пожихарское (1988), Чкаловское (1989) Южно-Вишанское (1990) месторождения в межсолевых отложениях.

Все перечисленные выше месторождения были открыты в Северном нефтеносном районе в пределах Северной зоны ступеней. Менее успешными оказались поисковые работы в Южном нефтеперспективном районе в пределах Внутреннего грабена.

В северной части Внутреннего грабена на границе с Северной зоной ступеней геологоразведочные работы велись на Великоборско-Заречинской тектонической ступени, как в ее головной части в Заречинско-Дудичской зоне поднятий, так и на ее склоне в пределах Комаровичско-Савичской зоны структур. Бурение осуществлялось на шести площадях. На Комаровичской площади была открыта небольшая залежь нефти в подсолевых карбонатных отложениях, на Савичской площади был получен приток нефти в одной скважине, но залежь оказалась непромышленной.

На юге Внутреннего грабена в пределах Выступовичской зоны поднятий Южной прибортовой зоны было опоисковано шесть площадей, на Восточно-Выступовичской и Радомлянской площадях было пробурено 11 и 8 скважин и получены небольшие притоки тяжелой нефти из песчаников основания верхней соленосной толщи, но залежи оказались мелкими и непромышленными.

В пределах Буйновичско-Наровлянской зоны поднятий и к северу от нее в центральной части Внутреннего грабена поисковое и параметрическое бурение проводилось на многих площадях (Каменская, Прудокская, Мозырская, Свободская, Гороховская, Скрыгаловская, Казимировская, Птичская и др.), но промышленных залежей не было открыто. Только на Каменской площади из подошвенной части межсолевых отложений (скв. 3, 4) был получен непромышленный приток вязкой тяжелой нефти.

Поскольку поисково-разведочные работы на нефть в пределах Внутреннего грабена в центре и на юге прогиба не привели к открытию промышленных месторождений нефти, в основном здесь продолжались региональные работы. Было отработано 15 опорно-параметрических профилей и в 1972‑1991 гг. пробурено 29 параметрических скважин. Выполнена программа глубинных сейсмических зондирований МОГТ (отработаны профили III‑III, VIII‑VIII, XXII) и построены сейсмогеологические и палеогеодинамические модели литосферы Припятской зоны рифтогенеза.

В процессе геологоразведочных работ на нефть в Припятском прогибе неоднократно выполнялись оценки и переоценки прогнозных ресурсов нефти, которые служили основой планирования геологоразведочных работ на нефть в регионе. В 1965 г. В. Г. Акуличем, З. А. Гореликом и др. была выполнена оценка прогнозных ресурсов нефти Припятского прогиба, согласно которой геологические ресурсы оценивались в 1400 млн т, извлекаемые – в 700 млн т. По состоянию на 01.01.1971 г. геологические ресурсы уменьшились до 1000 млн т, извлекаемые – до 400 млн. т. Прогнозные извлекаемые ресурсы нефти Припятского прогиба согласно оценкам по состоянию на 01.01.1974 г., 01.01.1979 г. и 01.01.1984 г составили соответственно 337,4 млн. т, 254,4 и 230,6 млн т, а начальные извлекаемые потенциальные ресурсы – 531,7 млн т, 446,2 и 393,7 млн. т. Таким образом, по мере накопления геологической информации начальные потенциальные ресурсы нефти региона существенно уменьшались и к 1984 г по сравнению с 1965 г снизились почти на 46%. Извлекаемая часть суммарных начальных потенциальных ресурсов нефти Припятской нефтеносной области на 01.01.1988 г по сравнению с 1984 г уменьшилась примерно на 10% и достигла 362,2 млн т., в том числе накопленная добыча составила 78,9 млн т (24,3%), запасы промышленных категорий – 80,8 (22,3%), прогнозные ресурсы нефти – 192 млн. т (53%). Из оставшихся прогнозных ресурсов в северном районе сосредоточено 65,5%, в центральном – 17,3, в южном – 17,2%. Неразведанные извлекаемые ресурсы нефти в объеме 192 млн т распределяются по комплексам следующим образом: верхнесоленосный комплекс – 22,1 млн т (11,5%), межсолевой комплекс – 69,8 млн т (36,4%), подсолевой карбонатный комплекс – 79 млн т (41,2%) и подсолевой терригенный комплекс – 21 млн т (10,9%). По состоянию на 1991 г было открыто 52 месторождения нефти и разведано около 50% начальных потенциальных извлекаемых ресурсов УВ.

Таким образом, по мере изучения геологии и нефтеносности Припятского прогиба извлекаемые потенциальные ресурсы уменьшились в два раза (с 700 млн т в 1965 г. до 362,2 млн т в 1988 г), что сопровождалось снижением объемов геологоразведочных работ и прежде всего бурения (с 240, 5 тыс м в 1975 до 120,9 м в 1991 г), а также снижением эффективности работ. Средняя площадь подготавливаемых сейсморазведкой под поисковое бурение структур снизилась до 3,3 км в 1990 г., а максимальный объем запасов открываемых месторождений до 3 млн т при минимальных запасах 100 тыс т.

Результаты и направления геологоразведочных работ на нефть в Припятском прогибе многократно рассматривались на научных совещаниях и конференциях: межведомственное совещание по повышению эффективности поисковых и разведочных работ на нефть и газ в Беларуси в Гомеле в 1972 г, республиканское тектоническое совещание в Гомеле в 1972 г, совещание по изучению геологического строения и нефтеносности центральной и южной частей Припятского прогиба в Гомеле в 1978 г., республиканское совещание по проблемам геологического строения и нефтеносности Припятского прогиба в Мозыре в 1982 г. и др.

Результаты геофизических работ и бурения были обобщены в многочисленных отчетах и опубликованных работах.

Было произведено детальное стратиграфическое расчленение осадочного чехла прогиба на основании изучения палеонтологических остатков, литологии пород по керну и детальному сопоставлению разрезов по материалам ГИС (В. И. Авхимович, В. К. Голубцов, Г. И. Кедо, С.А.Кручек, С. С. Маныкин, И. В. Митянина, Н. С. Некрята, Т. Г. Обуховская, В. И. Пушкин и др.), разработаны, рассмотрены на стратиграфическом совещании в Гомеле в 1981 г и утверждены схемы стратиграфического расчленения.

Изучен литологический и фациальный состав нефтеносных отложений (А. С. Махнач, С. А. Кручек, В. А. Москвич, И. И. Урьев и др.), их коллекторские свойства (Л. А. Демидович, Н. З. Заляев, Г. А. Казенкина, В. В. Масюков, Н. В. Назарова и др.), органическое вещество, битумы и нефти (Л. Ф. Гармашева, В. А. Лапуть, Е. Ф. Никуленко).

Изучение тектонического строения подсолевых и межсолевых отложений Припятского прогиба по материалам сейсморазведки и бурения позволило установить, что их ведущей структурной формой являются моноклинали, ограниченные сбросами (Л. С. Маркузе, А. В. Егорова, Н. П. Таллако, 1960; В. Н. Макаревич, 1966). В 1968 г. была опубликована монография З. А. Горелика, Р. Е. Айзберга, А. М. Синички, П. В. Анцупова, В. Н.Макаревича «Современная структура и история тектонического развития Припятской впадины», где названные ступенями моноклинали стали основой тектонического районирования нефтеносных подсолевого и межсолевого комплексов. Эти представления о ступенчатоблоковом строении поверхности фундамента и низов чехла Припятского прогиба стали основой тектонического и нефтегеологического районирования и проведения геологоразведочных работ на нефть и газ. Они получили развитие в монографии «Тектоника Белоруссии» (1976) и на Тектонической карте Белоруссии в масштабе 1:500 000 (1974), а также в многочисленных публикациях многих исследователей (Р. Е. Айзберг, Р. Г. Гарецкий, З. А. Горелик, С. В. Клушин, В. С. Конищев, В. Б. Окушко, З. Л. Познякевич, А. М. Синичка и др.). Представления некоторых геологов (И. П. Карасев, А. И. Кононов, И. Е. Котельников и др.) о преобладании пликативных структур в подсолевом комплексе не нашли подтверждения и были отвергнуты.

Проблемы генезиса нефти, формирования и размещения залежей, нефтегеологического районирования и направления работ рассматривались в многочисленных докладах на совещаниях, в статьях и монографиях (Р. Е. Айзберг, В. Г. Акулич, В. Н. Бескопыльный, В. А. Богино, Р. Г. Гарецкий, З. А. Горелик, Я. Г. Грибик, Л. А. Демидович, П. М. Зозуля, М. Ф. Кибаш, А. И. Кононов, И. Д. Кудрявец, Б. Р. Кусов, В. Н. Макаревич, С. П. Микуцкий, Г. И. Морозов, З. Л. Познякевич, М. А. Рынский, И. А. Слободянюк, Э. И. Свидерский, А. М. Синичка и др.). Помимо них большой вклад в разработку направлений работ, подготовку геофизических и геологических материалов на заложение скважин внесли геофизики и геологи геофизических организаций и тематических партий.