ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Месторождение «Белый Тигр»

Выполнил: студент гр.2Б33
Жданова М.П.
Проверил: Валевский В.В.

Томск 2005

1. Альтернативная модель формирования нефтяной залежи в фундаменте месторождения БелыйТигр…………………………………………….…...………3

2. Структура шельфа Южного Вьетнама……………………………...……… ….7

3. Состав и возраст пород фундамента…………………………………….………….8

4. Характер пустотности нефтесодержащего фундамента месторождения Белый Тигр………………………………………………………………………….……….12

4.1. Вторичные изменения пород фундамента…………………………………..12

1. Тектоническая деятельность…………………………………..................12
2.Гидротермальная деятельность…………………………....………....12

5. Распределение коллекторов месторождения Белый Тигр и оценка их фильтрационно-емкостных свойств…………………………………………….….15

5.1. Разделение пород по типам пустотности……………………………….…...16
5.2. Интерпретационная модель коллекторов……………………………….…..16
.
6. Нефтеносность гранитоидов фундамента месторождения Белый Тигр………….18

7.Промыслово-геологические особенности строения резервуара и залежи фундамента месторождения Белый Тигр……………………………………….…20

Заключение……………………………………………………………………….…24
Список литературы…………………………………………………………………25

1.Альтернативная модель формирования нефтяной залежи в фундаменте месторождения Белый Тигр
Обнаружение в 1988 г. уникальной залежи нефти в гранитоидах фундамента шельфа Вьетнама (месторождение Белый Тигр) далоощутимый импульс в развитии теоретической мысли в геологии нефти и газа, технических и технологических решений при ее промышленном освоении.
Одним из дискуссионных вопросов, на который до сих пор не найден окончательный ответ, заключается в происхождении самой нефти, образующей залежь в трещиноватых гранитах. Традиционно считается, что нефть мигрировала в гранитный массив из прилегающих терригенныхнижнеолигоценовых отложений. Обоснование этого предположения содержится в диссертационных работах Х.Д. Тиена (1999 г.) и B.Л. Шустера (2001 г.). По мнению этих авторов, нефтегазовый потенциал нижнеолигоценовых отложений вполне достаточен чтобы «напитать» рассматриваемую залежь, начальные геологические запасы которой превышали 500 млн. т. В частности, ВЛ. Шустер доказывал, что для этого достаточно, чтобы вокруг выступафундамента месторождения Белый Тигр находилась нефтесборная площадь радиусом 30 км.
С целью проверки реальности предлагаемого механизма формирования залежи авторами был выполнен контрольный подсчет потенциальной массы углеводородов, продуцируемых нижнеолигоценовыми и нижней толщей верхнеолигоценовых отложений в пределах нефтесборной площади, прилегающей к исследуемому выступу гранитногофундамента. В основу положена структурная карта Кыулонгской впадины по поверхности фундамента масштабом 1:25000 (см. рисунок), а также семь временных сейсмических профилей, ориентированных вкрест простирания исследуемого поднятия.
На структурной карте определены границы возможной нефтесборной площади. Анализ временных разрезов позволил определить мощность отложений нижнего и нижней толщиверхнего олигоцена по всему периметру месторождение учетом средних коэффициентов песчанистости рассчитан объем глинистых пород этих толщ, выделяемых в качестве основных нефтематеринских объектов. Установлено, что песчаные тела не образуют протяженных пластов, а имеют линзовидную конфигурацию. Длина линз не превышает 10-12 км и между собой они, как правило, не сообщаются.
Наряду с определением физическихпараметров «материнских толщ» олигоценового возраста детально исследованы многочисленные данные пиролиза, отражательной способности витринита, температурно-временные (ТП) и другие органогеохимические показатели глинистых отложений олигоцена, развитых в пределах блоков, прилегающих к месторождениям Белый Тигр и...

Уникальность вьетнамского шельфа – открытие крупных месторождений в гранитах.

Нефтегазовая отрасль Вьетнама очень молода. Еще до гражданской войны некоторые американские компании, например Mobil , безуспешно пытались найти во Вьетнаме нефть. Советские нефтяники впервые применили здесь практику бурения не на 500–600 м, как это делалось обычно, а на 3 000 м, пытаясь обнаружить запасы нефти и газа в глубинных породах.

В 1983 г. при непосредственной помощи Советского Союза на шельфе было открыто первое значительное нефтяное месторождение Баххо (White Tiger – «Белый тигр»). Его промышленная эксплуатация началась в 1986 г. Первая газовая скважина была заложена в этом же районе и дала результат в 1994 г. В результате интенсивных геологоразведочных работ за 12 последующих лет было установлено, что недра Вьетнама обладают достаточно высоким потенциалом для того, чтобы обеспечить страну энергоресурсами и позволить ей выйти на мировой рынок нефти в качестве экспортера. По данным ВР Amoco Statistical Review of World Energy за 2001 г., подтвержденные запасы нефти на континентальной и шельфовой частях территории СРВ оцениваются в 100 млн т, а природного газа в 190 млрд м 3 (рис. 1).

В настоящее время в СРВ существует пока только нефтегазодобывающая промышленность, и руководство страны настойчиво проводит линию на создание перерабатывающих предприятий. Под каждый предложенный проект объявляются международные торги. Победитель заключает соглашение о разделе продукции (СРП). Вьетнам предоставляет свои землю и ресурсы, иностранный партнер – оборудование и технологию под конкретный проект. После этого происходит раздел произведенной продукции в процентном соотношении согласно подписанному договору, причем если раньше иностранному партнеру допускалось иметь в своем распоряжении не более 15–20 % акций совместного предприятия, то теперь разрешено обладание пакетом в 50 %. Возможно также погашение стоимости амортизации оборудования, принадлежащего фирме-партнеру, добытой нефтью.

Рис. 1. Карта шельфа Вьетнама с расположением месторождений углеводородов (Арешев, 2003): 1 – зоны спрединга; 2 – изобаты морского дна, м;

Так, государственная компания PetroVietnam заключила уже более 30 контрактов на общую сумму свыше 2 млрд долл. с ведущими зарубежными фирмами: Unocal , Mobil , Conoco , British Gas , BritishPetroleum , Statoil (Норвегия), Petronas (Малайзия), Anzoil (Австралия – Новая Зеландия), Idemizu (Япония) и Shell .

Советско-российско-вьетнамское сотрудничество

На вьетнамском рынке функционируют два совместных предприятия: VietSovpetro (50/50) иVietRoss . При их непосредственном участии начато строительство крупного нефтеперерабатывающего завода и 800-километрового нефтепровода в районе Дунгкуат (провинция Куангнгай), стоимость проекта – 1,3 млрд долл. Мощности завода должны покрыть 65 % потребностей страны в таких нефтепродуктах, как пропилен, сжиженный попутный газ, дизельное и авиационное топливо. Срок действия соглашения – 25 лет. Фактическим монополистом на нефтяном рынке Вьетнама является российско-вьетнамское СП VietSovpetro – на его долю приходится 90 % добываемой в стране нефти. Вьетнамцы не делали попыток свернуть сотрудничество, наоборот, намерены расширять его.

VietSovpetro было создано 20 лет назад, когда было подписано соглашение между «Зарубежнефтью» и госкомпанией PetroVietnam о начале разработки при содействии советской стороны нефтяных месторождений на шельфе у берегов Южного Вьетнама. В 1986 г. месторождение с экзотическим названием «Белый тигр» дало первую нефть. Сейчас среднегодовой объем добычи нефти составляет 13 млн т, темпы роста – 15 % в год. По планам руководства СП, в ближайшее десятилетие этот показатель возрастет до 20–22 млн т. VietSovpetro на сегодня является крупнейшим и наиболее успешным в стране совместным предприятием с иностранным участием. При создании СП в 1981 г. его уставный фонд был определен в 1,5 млрд долл., а в настоящее время основной капитал равен 2,8 млрд долл. Общая выручка от продажи сырой нефти за 1991–1998 гг. превысила 7,5 млрд долл., значительная часть которых пополнила государственные бюджеты СРВ и России.

Для работы на шельфе Советский Союз специально построил во Вьетнаме базу по строительству буровых платформ (всего их у VietSovpetro двенадцать). Типичный проект социалистического хозяйствования оказался рентабельным и в рыночных условиях. Если иностранные компании вынуждены транспортировать свои платформы на расстояния в тысячи километров, то VietSovpetro собирает их на месте, причем и для других стран региона, к примеру, Малайзии, и даже по заказам американских и британских компаний. Не без посредничества «Зарубежнефти» во Вьетнаме появилось и ОАО «Газпром». Речь идет о планах освоения на шельфе Центрального и Северного Вьетнама газового месторождения с запасами, по предварительным оценкам, в 700 млрд м 3 . Работа российского газового монополиста во Вьетнаме начинается, как и в случае с VietSovpetro , с создания совместного предприятия. Новая компания в первую очередь займется поставками газа вьетнамским потребителям, однако не исключен и его дальнейший экспорт в соседние страны, например в КНР.

Несомненно, вьетнамским нефтегазовым потенциалом интересуется не только Россия. Недавно британская British Petroleum , индийская ONGC и норвежская Statoil подписали соглашение с правительством Вьетнама о разработке месторождения природного газа на шельфе страны. В течение 20 лет компании обязуются поставлять газ на три вьетнамские электростанции и вложить в его добычу и транспортировку около 1,5 млрд долл. Однако российская сторона не считает, что ее интересы могут быть ущемлены. Позиции России во Вьетнаме очень сильны. Тем не менее, нынешняя ситуация свидетельствуют о том, что российская сторона должна осуществлять активную и разумную политику. Тем более что без обновления ресурсной базы через пять лет добыча VietSovpetro может существенно сократиться.

Уверенность России придает и еще один факт. Недавно стороны подписали документы, согласно которым в течение 23 лет Вьетнам должен выплатить России (на принципах Парижского клуба кредиторов) 1,7 млрд долл. При этом стороны договорились, что долг Вьетнама следует гасить вложениями в крупные межгосударственные проекты, в том числе и нефтегазовые.

Нефтегазовые месторождения и их использование

На сегодняшний день в стране разведано 10 основных пластов залегания углеводородов, на четырех из них подтверждено наличие нефти и газа (дельты рек Красная, Меконг, Южный Коншон, Тхотю). Особое внимание уделяется разработке газовых месторождений на шельфах Тонкинского и Сиамского заливов. Шельфовая зона Вьетнама составляет 327,9 тыс. км 2 и на ней в настоящее время разрабатываются пять основных нефтяных полей: Баххо (White Tiger ) – с 1986 г., в 150 км юго-восточнее города Вунгтау, объемы добычи – 7 млн т в год с перспективой увеличения производительности до 8,5 млн т в 2000 г. и до 13 млн т к 2005 г.; Дайхунг – с 1994 г., производительностью 565 тыс. т в год; Ронг – с 1994 г., производительностью 475 тыс. т в год; Бунгкеква – 755 тыс. т в год; Рангдонг – с перспективой до 12,1 млн т в год.

Однако пока существуют противоречия (взаимные претензии) с Китаем по поводу принадлежности Парасельских о-вов, о-вов Спратли и прилегающих к ним участков шельфа, а также шельфа северной части залива Бакбо (Тонкинского) и спорной акватории в Сиамском заливе, на которую претендует Малайзия, разведка и промышленная разработка около половины перспективной нефтегазоносной площади остается весьма проблематичной.

Первое газовое месторождение Баххо начало давать отдачу в 1994 г. (совместная компанияPetroVietnam – Hyundai ), за ним последовали открытое в 1970 г. месторождение Тьенхай (с производительностью 110 млн м 3 в год) и Намконшон. Общие подтвержденные запасы природного газа составляют 190 млрд м 3 , а прогнозируемые – 325 млрд м 3 (по данным US Energy InformationAdministration на декабрь 1998 г.). К концу 2000 г. Вьетнам увеличил производство газа до 3–4 млрд м 3 . При содействии американского концерна Mobil был разрабатан генеральный план развития газовой промышленности на период до 2010 г.

Рост объемов добычи газа связывается с дальнейшим развитием электроэнергетической сети страны. Сооружается крупнейшая работающая на газе электростанция Фуму, общая мощность которой к 2010 г. достигнет 3 600 МВт. Рассматривается возможность строительства ряда химических предприятий, использующих природный газ в качестве исходного сырья.

Как известно, ранее корейские компании в сотрудничестве с иностранными партнерами обнаружили месторождение нефти у берегов Вьетнама. Это месторождение, находящееся на глубине 47 метров, в 180 километрах к северо-востоку от города Хошимина, предположительно располагает запасами нефти в 570 млн барр. Планировалось, что чистый доход корейских компаний составит не менее 800 млн долл., включая все инвестиционные затраты. В консорциуме, созданном для поиска и разработки вьетнамских нефтяных месторождений, Корейская национальная нефтяная корпорация и корпорация SK имеют соответственно 14,25 и 9 % акций, американская компания Conoco – 23,25 % акций. Остальную часть акций контролируют PetroVietnam – 50 % и Geopetrol – 3,5 %. Первое бурение в районе найденного месторождения было проведено в августе 2000 г., а дополнительное, проверочное – в мае 2001 г. Благодаря участию корейских фирм в этом проекте Корея сможет получать в сутки около 28,6 тыс. т, или 10 % необходимой ей сырой нефти из Вьетнама, что в значительной степени сократит ее зависимость от поставок нефти с ближневосточных месторождений. Сейчас Корея вынуждена импортировать 77 % сырой нефти из района Персидского залива.

Геология и геологоразведочные работы

Акватория шельфа юга СРВ, где проводило геологоразведочные работы СП «Вьетсовпетро», приурочена к Кыулонгской и Южно-Коншонской впадинам, разделенным поднятием Коншон. Это область молодого прогибания, характеризующаяся накоплением мощной толщи терригенных и хемогенно-терригенных отложений олигоцен-плиоценового возраста. Среди них достаточно широко распространены тела эффузивных пород. В наиболее погруженных участках впадин предполагается наличие более древних палеогеновых отложений. Отложения залегают на эрозионной поверхности гетерогенного кристаллического фундамента, сложенного гранитоидами различного состава. Возраст пород фундамента, по имеющимся ограниченным данным, позднетриасовый – раннемеловой.

Геологическое изучение шельфа Южного Вьетнама началось с конца 1960-х гг. фирмами Mandrel ,Shell , Mobil Oil , Marathon , Pecten , а позже Deminex , Agip , Bow Walley и др. В пределах акватории деятельности СП «Вьетсовпетро» были проведены аэромагнитные исследования, отработано около 30 тыс. км региональных и детальных сейсмических профилей, пробурено девять поисковых скважин.

Планомерные работы по освоению ресурсов нефти и газа континентального шельфа юга СРВ начались в 1981 г. после создания СП «Вьетсовпетро». Акватория деятельности СП охватывала семь блоков шельфа общей площадью около 50 тыс. км 2 . Она включала практически всю Кыулонгскую впадину и северную часть Южно-Коншонской. По предварительной оценке, потенциальные геологические ресурсы углеводородов этой акватории по осадочному разрезу в объеме нижнего олигоцена и нижнего миоцена составляли 6 200 млн т условного топлива (извлекаемые – около 1 800 млн т). В последующем площадь деятельности СП была ориентирована на ускоренную разведку и разработку месторождения Белый Тигр. Это был исключительный объект с наличием нефти в гранитном фундаменте под палеогеновыми отложениями. Такое открытие в практике нефтегазовых работ считается революционным. После этого из сферы работ СП были исключены акватории, содержащие почти 60 % начальных ресурсов по Кыулонгской впадине и полностью – по Южно-Коншонской. Тем не менее, к 1996 г. СП выполнено 63,4 тыс. км сейсмических исследований, в том числе 15 тыс. км – пространственных (трехмерных). Пробурено 34 поисковых и разведочных скважин, из 28 получены притоки нефти и газа. Открыто 7 месторождений, из них три: Белый Тигр, Дракон и Дайхунг относятся к категории крупных. Проведен большой объем научно-исследовательских работ по изучению геологического строения и нефтегазоносности региона.

Основным районом работ СП является Кыулонгская впадина площадью около 30 тыс. км 2 . Со стороны материка она ограничивается моноклиналью Чатан, на юго-востоке – поднятием Коншон. В пределах впадины выделяются Центрально-Кыулонгская и Южно-Кыулонгская мульды, разделенные Центральным поднятием. В мульдах поверхность фундамента находится на глубине 6,5–8 км, в наиболее приподнятых блоках Центрального поднятия – на глубине 2,5–3 км. Характерной чертой геологического строения впадины является наличие крупных, протяженностью несколько десятков километров и амплитудой до 1 500–1 600 м конседиментационных сбросов и сброс-сдвигов, а также многочисленных более мелких нарушений. Сбросы северо-восточного простирания обусловили образование высокоамплитудной горстовой структуры Белый Тигр – главного элемента Центрального поднятия. В пределах Кыулонгской впадины выявлено значительное число антиклинальных структур, образовавшихся в результате разнонаправленных подвижек блоков фундамента. Широко распространены структуры неантиклинального типа, связанные с литологическими замещениями, выклиниваниями, прилеганиями к фундаменту песчано-алевролитовых горизонтов, а также с внутриформационными размывами.

В Южно-Коншонской впадине «Вьетсовпетро» проводила работы только в пределах северной части, на структурах Дайхунг и Тханьлонг. Первая соответствует высоко поднятому блоку фундамента (поверхность его находится на глубине 2 600 м), на второй кристаллические образования предполагаются на глубине более 6 000–7 000 м.

В соответствии с существовавшими представлениями о геологическом строении и нефтеносности Кыулонгской и Южно-Коншонской впадин первые поисковые скважины бурились в сводовых частях наиболее крупных и приподнятых антиклинальных структур. Вначале основными объектами поисков были терригенные отложения нижнего олигоцена и нижнего миоцена. Образования кристаллического фундамента как перспективные не рассматривались. В поисковое бурение последовательно вовлекались структуры Центрального поднятия, моноклинали Чатан, Южно-Коншонской впадины и Приконшонской моноклинали. Это позволило аргументированно оценить промышленный потенциал значительной части акватории деятельности СП «Вьетсовпетро».

Первыми поисковыми скважинами были получены различные притоки нефти и открыты месторождения Белый Тигр (1984 г.), Дракон (1985 г.), Тамдао и Дайхунг (1988 г.), Бави и Баден (1989 г.), Волк (1990 г.). На всех месторождениях, кроме месторождения Тамдао, продуктивными оказались отложения нижнего олигоцена и нижнего миоцена; на месторождении Тамдао незначительный приток нефти был получен из фундамента.

В связи с открытием в 1988 г. на месторождении Белый Тигр уникальной залежи в фундаменте объективно изменились направления поисков и разведки.

Главным открытием СП «Вьетсовпетро» является месторождение Белый Тигр, крупное по запасам и уникальное по геологическому строению и нефтегазоносности. Здесь сосредоточенно примерно 70 % начальных геологических запасов категорий C 1 +С 2 . Оно характеризуется большим объёмом нефтенасыщенных гранитоидов, высотой залежи фундамента не менее 1 300м, большой накопленной добычей безводной нефти. Скважины здесь пробурены до глубины 5 014 м, однако даже на этих отметках подошвенная вода не обнаружена. Продуктивны также отложения нижнего и верхнего олигоцена и нижнего миоцена. Структура Белый Тигр представляет собой крупное горст-антиклинальное поднятие, образованное продольными конседиментационными сбросами северо-восточного простирания. Амплитуда их по поверхности фундамента достигает 1 500–1 600 м. Месторождение Белый Тигр уже достаточно хорошо разведано.

Месторождение Дракон расположено близко от месторождения Белый Тигр и сочленяется с ним кулисообразно. Месторождение приурочено к сложнопостроенной структуре и состоит из двух разобщенных частей, не имеющих общего контура нефтеносности ни по одной залежи. Условно к месторождению Дракон отнесены небольшие локальные структуры, связанные с приподнятыми блоками фундамента на Приконшонской моноклинали.

Несмотря на то что структура Дракон, как и Белый Тигр, расположена в пределах Центрального поднятия, строение их существенно различается – структура Дракон не является горстом, здесь отсутствуют продольные разрывы. Строение осадочной толщи на обоих месторождениях примерно одинаковое. На месторождении Дракон стратиграфический диапазон продуктивности такой же, как и на месторождении Белый Тигр, однако запасы его значительно меньше. Основная часть их сосредоточена на центральном участке (скв. 16–109) и приурочена к отложениям нижнего миоцена. Залежи представляют собой сложнопостроенные тела, состоящие из переслаивающихся маломощных проницаемых песчано-алевролитовых и глинистых прослоев. Образования фундамента до самой поверхности водоносны.

На северо-восточном участке (скв. 3–7) промышленные потоки нефти и газа получены из отложений нижнего миоцена, верхнего и нижнего олигоцена, незначительный приток нефти из образований фундамента, где залежь нефти подстилается водой.

Присводовая часть месторождения Дракон достаточно хорошо разведана, потенциал ее достоверно оценен. Основные перспективы поисков новых залежей здесь связывают с отложениями нижнего олигоцена, развитыми в пределах обширного восточного крыла структуры. По имеющимся геолого-геофизическим данным, толщина их значительно больше, чем на участках, изученных бурением. Здесь развиты многочисленные ловушки неантиклинального типа, тектонически и литологически экранированные, прилегания к поверхности фундамента, под поверхностями размывов (несогласиями).

На других локальных структурах (блоках) Приконшонской моноклинали пробурено по одной-две скважины. В скв. 11 высокодебитные притоки нефти получены из гранитоидов фундамента и отложений нижнего олигоцена, в скв. 14 – из образований фундамента; нижнеолигоценовые отложения в своде структуры размыты.

Разведанность ресурсов в целом по СП «Вьетсовпетро» достаточно высокая – запасы категории С 1 составляют 61,5 %, а категории С 3 – лишь 18,1 %. С учетом этого показателя, а также ограниченной площади деятельности предприятия и имеющейся по ней геолого-геофизической информации, можно констатировать, что нет оснований для прогнозирования открытия здесь новых месторождений, значительных по запасам. Вместе с тем, имеющиеся нелокализованные перспективные ресурсы категории С 3 на месторождении Дракон позволяют надеяться на открытие нескольких месторождений (залежей) – спутников, возможно, рентабельных для разработки. Реальной базой для увеличения промышленных запасов являются запасы категории С 2 .

В СП «Вьетсовпетро» разработана программа геологоразведочных работ. Определяется она фактическими результатами геологоразведочных работ по изучению нефтеносности отдельных участков и продуктивных комплексов месторождений; величиной и структурой неразведанных запасов и ресурсов категорий С 2 и С 3 ; технико-экономическими возможностями предприятия. В соответствии с указанными факторами сформулированы два основных направления геологоразведочных работ.

1. Доразведка уже открытых залежей нефти и поиски новых на наиболее перспективных объектах (участках, блоках) месторождения (площади) Дракон. Для реализации этого направления планируется бурение нескольких скважин на периферийных участках структуры Дракон. Это позволит перевести в категорию С 1 не менее 50 % запасов категории С 2 и около 30 % ресурсов категории С 3 .

2. Доразведка Южного свода месторождения Белый Тигр и поиски новых залежей в отложениях олигоцена и образованиях фундамента в отдельных его блоках. Для его реализации планируется бурение дополнительных скважин.

Выполнение указанной программы позволит укрепить ресурсную базу добычи нефти на ближайшие годы. Обеспечение же более далекой перспективы деятельности совместного предприятия требует принципиально новых решений.

Концепции образования уникальных залежей в гранитоидах

Начальные геологические запасы залежи фундамента месторождения Белый Тигр ранее оценивались в 600 млн т, а олигоценовых отложений – 150 млн т, что в сумме составляет более 750 млн т нефти. Расчеты показывали, что при реализации генерационного потенциала олигоценовых отложений в пределах нефтесборной площади вокруг месторождения Белый Тигр могли сформироваться залежи нефти лишь в самом олигоценовом комплексе.

Полученные данные опровергают устоявшиеся традиционные представления о механизме формирования залежи нефти в фундаменте месторождения Белый Тигр только за счет ресурсов олигоценовых отложений. По-видимому, в гранитном фундаменте сосредоточены собственные дополнительные УВ-источники для накопления нефтяной залежи в реальных параметрах.

Многие исследователи отмечают, что формирование УВ-скоплений в фундаменте платформенных областей могло происходить как за счет притока углеводородов из прилегающих осадочных толщ, так и за счет собственного углеводородного потенциала фундамента. Большинство гранитоидов, слагающих фундамент платформенных областей, а также весь «гранитный» слой земной коры имеют не столько магматическое, сколько метаморфическое происхождение. Образование гранитных пород могло происходить в зонах субдукции при погружении океанической плиты под островную дугу или под активную окраину континента. Базальтовая кора океанов вместе с пелагическими осадками попадает на значительные глубины со все возрастающими температурой и давлением. Под действием этих факторов породы фундамента и осадочного покрова постепенно теряют связанную воду, избыточный кремнезем, щелочи, литофильные элементы. Происходит процесс дегидратации океанической коры по сложной многоступенчатой реакции. Высвобождающаяся вода представляет собой водяной пар, обладающий очень высоким щелочным резервом.

Таким образом, с одной стороны, горячий водоминеральный поток выносит избыточное тепло из зон субдукции, а с другой – насыщает породы литосферы богатыми кремнеземом и щелочами флюидами. В результате земная кора обогащается оксидами калия, натрия, алюминия, кремния и другими соединениями, типичными для «гранитного» слоя. В итоге это и приводит к процессам гранитизации и появлению андезитового магматизма.

С предлагаемой моделью генезиса гранитоидов тесно увязывается и механизм насыщения нафтидным флюидом кристаллических пород фундамента. В первичных осадочных комплексах (юрского, мелового и раннепалеогенового возраста), участвовавших в процессах аккреции, гранитизации и образовании «гранитной» коры Зондского шельфа, содержалось и рассеянное органическое вещество. Термальный водоминеральный поток оказывал температурное и метасоматическое воздействие на вышерасположенные осадочные толщи. При этом частично органическое вещество (ОВ) переплавлялось в субмагматических очагах, но его большая масса вполне могла сохраниться и стать основой для образования различных типов нафтидогенерирующих систем:

– твердоуглеродистые, антраксолитоподобные скопления;

– дисперсно-рассеянные, сорбированные, легкие;

– капсулированные газожидкие УВ (С 2 – С 6) и др.

Таким образом, практически одновременно с формированием «гранитного» слоя коры Зондского шельфа возникают и УВ-флюиды, включающиеся в общий водоминеральный поток, вместе с которым они и попадают в осадочные породы островной дуги.

Важным аргументом в пользу выдвигаемой идеи является обнаружение УВ-газов в пузырьках, капсулированных в гранитах этого региона. Специальными исследованиями, проведенными во ВНИИгеоинформсистем, были выделены и проанализированы газожидкие флюиды, образующие включения в образцах фундамента месторождений Белый Тигр и Дракон. Выделялись и анализировались лишь флюиды закрытых пустот, которые можно было получить только при механическом разрушении образца в условиях глубокого вакуума. Эти флюиды капсулированы в капиллярах, каналах роста минералов, пустотах специфических минеральных структур в виде обособленных включений (вакуолей).

Во включениях наблюдается сравнительно высокое содержание УВ-газов С 2 – С 6 и выше. Так, в граните, поднятом с глубины 4584,1 м (скв. 442 Белый Тигр), содержание С 4 Н 10 достигало 11,6 см 3 /кг, С 5 Н 12 – 11,2, С 6 Н 14 – 11,9 см 3 /кг породы. Это указывает, по мнению московских исследователей, на то, что первоисточником УВ могли быть осадочные породы, как участвовавшие в перекристаллизации и гранитизации, так и затягивавшиеся в зоны субдукции. Возникал своеобразный водоминеральный поток, насыщенный и УВ-газами. Последние могли быть захвачены и капсулированы в вакуолях гранитизировавшихся пород.

Если принять, что среднее содержание УВ-газов равно 15 см 3 /кг, то в 10-километровом «гранитном» слое коры только Кыулонгской впадины площадью 20 тыс. км 2 содержится в рассеянном виде порядка 10 трлн м 3 углеводородных газов, преимущественно метана.

Участие углеводородного флюида в «газовом дыхании» земных недр и, как следствие, капсулирование углеводородных газов в виде включений в микротрещины пород, минералы фундамента, отмечено рядом исследователей и для других регионов древних и молодых платформ.

В результате движения углеводородного потока снизу вверх на месторождении Белый Тигр отмечается четко выраженная вертикальная зональность в распределении нефтей: легкие нефти в фундаменте и нижнеолигоценовых отложениях, более тяжелые – в верхнеолигоценовых и нижнемиоценовых породах. Такая зональность объясняется тем, что процесс образования нефтей происходит в фундаменте и в настоящее время. Приход новых, свежих порций «разбавляет» нефти, делает их относительно легкими, тогда как расположенные выше по разрезу нефти верхнего олигоцена – нижнего миоцена, не связанные с этим источником, утратили часть своих легких фракций.

Обобщая приведенные доводы, можно высказать предположение о том, что в период формирования «гранитного» слоя за счет гранитизации первично-осадочных толщ происходил процесс трансформации рассеянного ОВ в УВ нефтяного ряда. В условиях жесткого термобарического режима генерировались легкие УВ-фракции, которые и составили основу нефтяной залежи в фундаменте месторождений Белый Тигр и Дракон. Кроме того, УВ-флюиды, поднимающиеся из зон поддвига вместе с водоминеральным потоком, при изменении термобарических условий оседали в магматических и осадочных породах. По трещинам и другим каналам жидкие УВ фундамента могли проникать в нижнеолигоценовые отложения.

Если принять изложенную идею об образовании нефти в породах фундамента Зондского шельфа, то потенциальные ресурсы нефти месторождения Белый Тигр значительно возрастут. Кроме того, предлагаемый механизм нефтегазообразования может быть распространен и на соседние структуры, расположенные в ареале действия рифтов или зон поддвига и имеющие аналогичные месторождению Белый Тигр геологические условия.

Как уже упоминалось, в 1988 г. в трещиноватых гранитоидах мезозойского фундамента Кыулонгской впадины было открыто уникальное нефтяное месторождение Белый Тигр. Оно имеет доказанную толщину более 1 600 м и объем нефтенасыщенных гранитоидов 88,2 млрд м 3 . Это открытие активизировало поисково-разведочные работы на образования магматогенного фундамента на шельфе Вьетнама и в регионе в целом, и в других районах мира.

Несмотря на наличие в мире нескольких сотен месторождений, приуроченных к магматогенным и метаморфическим породам фундамента, месторождение Белый Тигр является уникальным как по запасам, так и по уровням добычи. За 13 лет разведки и разработки залежи нефти в фундаменте месторождения добыто уже около 100 млн т.

Меконгский НГБ (особенно Кыулонгская впадина) является первым районом на шельфе Вьетнама, где из трещиноватых гранитоидных выступов фундамента были получены мощные фонтаны нефти. На месторождении Белый Тигр с глубины 3 150 м был получен фонтан нефти с дебитом около 2 830 т / сут.

Напомним, что фундамент Белого Тигра представляет собой крупное горст-антиклинальное поднятие сложного строения, размером 22×9 км. Оно состоит из трех сводов – Южного, Центрального и Северного. Структура разбита серией разломов, в основном, субмеридионального простирания и подчиненных субширотных разломов. В настоящее время на фундамент пробурено более 120 разведочных, добывающих и нагнетательных скважин, которые дают более 90 % общей добычи нефти на месторождении (рис. 2).

Рис. 2. Геологический профиль шельфа Вьетнама (Арешев, 2003):
1 – геологический профиль шельфа Вьетнама, иллюстрирующий гранитоидные выступы фундамента; 2 – схематический профиль месторождения Белый Тигр

Большинство скважин на Белом Тигре, пробуренных на фундамент, являются высокодебитными (дебиты более 1 000 т/сут.). Вскрытая толщина магматических пород фундамента достигает 2 000 м. Нижняя граница залежи установлена условно до абсолютной глубины 5 014 м. Нефтесодержащими являются трещиновато-кавернозные коллектора, пустотность которых представлена макро- и микротрещинами, изометрическими кавернами и пустотами матрицы. Уникальность месторождения Белый Тигр заключается, прежде всего, в большой мощности продуктивного разреза, в котором нефтесодержащими являются в первую очередь молодые позднемеловые гранитоиды.

По минеральному составу разрез интрузивного массива Белый Тигр представлен гранитами, гранодиоритами, кварцевыми диоритами, монцодиоритами, амфиболовыми лейкодиоритами (диоритами), переход между которыми не всегда достаточно четкий. Кроме того, массив рассекают многочисленные дайки комагматов олигоценовых эффузивов, представленные диабазами, базальтами, трахибазальтовыми порфиритами, образующими лавовые покровы над фундаментом.

Представляется возможным обобщить эти явления с помощью математических моделей. Основная проблема, которая возникает на этом пути, состоит в том, что указанные флюидные процессы являются многофакторными и многопараметрическими. Среди них трудно выделить лишь один доминирующий фактор, который можно упростить и схематизировать.

Месторождение Белый Тигр является наиболее крупным на южном шельфе Вьетнама и расположено в 120 км от города–порта Вунгтау, являющегося основной производственно-технической базой предприятия.

Глубина моря в пределах месторождения около 50 м, что позволяет применять для бурения самоподъемные буровые установки (СПБУ). Согласно данным инженерно-геологических изысканий по характеристикам грунтов верхняя, придонная часть разреза, благоприятна для строительства нефтепромысловых сооружений. Сейсмичность района не превышает 6 баллов по шкале Рихтера.

Климат в районе месторождения тропический, муссонный, с дождливым летом, при температуре воздуха 25-35 ° и сухим сезоном в зимний период, при температуре 24-30 ° С. Сезон юго-западного летнего муссона длится с июня по сентябрь. В это время идут обильные, кратковременные дожди со шквальным ветром до 25 м/сек. Влажность воздуха возрастает до 87 – 89%. Зимой, с ноября по март, господствует северо-восточный муссон, с сильными ветрами до 20 м/сек, образующими волны высотой до 10 м.

Благоприятным для выполнения работ в море является период юго-западных муссонов: июнь-сентябрь, а также переходные периоды: апрель-май и ноябрь, когда происходит смена направлений муссонов. Морские течения связаны с режимом муссонных ветров и приливно-отливными процессами. Скорость течений на глубине 15-20 м достигает 85 см/сек, а в придонном слое колеблется от 20 до 30 см/сек. Температура воды изменяется в течение года от 25 до 30 ° С. Соленость морской воды колеблется в пределах 33 – 35 г/л.

Первый промышленный приток нефти на месторождении Белый Тигр получен из нижнемиоценовых отложений компанией "Mobil" в 1975 году из скважины Батьхо-1. В 1983 году нефтеносность нижнего миоцена подтверждена испытанием скважины 5, пробуренной СП "Вьетсовпетро". В 1984 году в скважине 4 впервые на месторождении, и в целом в Юго-Восточной Азии, была установлена промышленная нефтеносность нижнеолигоценовых отложений. В 1986 году в результате углубления на фундамент и испытания скважины 6 открыта уникальная по геологическому строению, крупная по запасам, высокопродуктивная залежь в фундаменте, приуроченная к массиву трещиноватых гранитоидных пород.

Добыча нефти на месторождении Белый Тигр ведется с 1986 года. К настоящему времени на месторождении Белый Тигр построено 10 морских стационарных платформ (МСП), Центральная технологическая платформа (ЦТП-2), 7 блок-кондукторов (БК), оборудованы две установки беспричального налива нефти в море (УБН), проложены подводные нефтепроводы, газопроводы для подачи газа на берег и системы компрессорного газлифта, водопроводы для нужд ППД.

Источником энергии на морских установках служат двигатели внутреннего сгорания.

Промышленная база СП "Вьетсовпетро" расположена в городе Вунгтау и её снабжение электроэнергией осуществляется по ЛЭП от электростанций г. Хошимин, Бариа, Фуми.

Залежь фундамента приурочена к осложненному тектоническими нарушениями крупному трехкупольному горст-антиклинальному поднятию субмеридионального простирания. Размеры поднятия более 25 км в длину и до 7 км в ширину.

Продольные сбросы северо-восточного простирания обусловили образование трехкупольного поднятия. Наиболее изученным является центральный свод (с наивысшей гипсометрической отметкой поверхности фундамента а. о. минус 3050 м), а также северный свод. Южный свод требует доразведки и дополнительного изучения по оценке нефтеносности.

Кроме указанных структурообразующих разломов большой амплитуды, имеются также менее значительные тектонические нарушения в пределах поднятия, обуславливающие его блоковое строение. Таким образом, залежь фундамента можно определять как массивно-блоковую.

Покрышкой являются глинисто-аргилитовые породы верхнего и нижнего олигоцена.

По данным литолого-петрофизических исследований, гранитоидные породы коллекторы фундамента отличаются по химическому составу и высокой неоднородностью состава породообразующих минералов. Породы представлены: кислые (в основном граниты), умеренно кислые (гранодиориты) и средние (монцодиориты, диориты.). Они обладают значительной петрографической зональной неоднородностью. Центральный свод сложен преимущественно гранитами, а его юго-западное обрамление – средними породами, в основном, кварцевыми диоритами. Северный свод характеризуется пестрым составом пород, включающим лейкократовые гранодиориты, граниты, адамеллиты, кварцевые монцониты, кварцевые монцодиориты, кварцевые и кварцсодержащие диориты. Южный свод представлен гранитами, гранодиоритами и кварцевыми монцодиоритами

Породы фундамента подверглись воздействию вторичных процессов, которые сформировали в них пустотное пространство и превратили в коллекторы порово- и каверно-трещинного типа. Главными из этих процессов являются тектоническая деятельность и действие гидротермальных растворов. Тектоническая деятельность выразилась в образовании разрывных нарушений, к которым приурочена повышенная трещиноватость пород.

Карта разработки залежи фундамента с сетью тектонических нарушений показана на рисунке 25.

В кернах пород фундамента наблюдаются трещины. Их ширина колеблется от 0,1 мм до 3 – 4 мм, иногда достигая 2 – 3 см. Они, как правило, частично или полностью залечены вторичными минералами, в основном, кальцитом и цеолитом. Трещины обычно крутые – 60 - 70 о, хотя углы падения могут изменяться от нескольких градусов до 80 - 90 о. Они часто пересекаются или образуют систему параллельных трещин с расстоянием 1‑3 см между собой.

Рисунок 25 - Карта разработки залежи фундамента с сетью тектонических нарушений.

Пустотное пространство пород, под микроскопом представлено кавернами, порами и трещинами выщелачивания, тонкими извилистыми трещинами на контактах ксеноморфных зерен и более крупными трещинами дробления. С глубиной пустотное пространство в породах заметно уменьшается. Особенно это заметно с глубины 500 м от поверхности фундамента.

Пластовая нефть характеризуется значительным содержанием парафина (24,1 %), асфальтено-смолистых веществ (3,3 %) и высокой температурой застывания (+33 0 С).

Эксплуатационная характеристика залежи нефти.

Проницаемость коллектора уменьшается с глубиной.

У кровли фундамента коэффициент проницаемости – 0,4-0,2 мкм 2 , в зоне отбора (а. о. минус 3500-3600 м) – 0,05 мкм 2 , в зоне закачки (ниже а. о. минус 4000 м) – 0.02 мкм 2 .

Высокие дебиты нефти получают в скважинах из сильно трещиноватых интервалов, проницаемость которых превышает 1-2 мкм 2 .

Прямыми испытаниями и исследованиями доказана нефтеносность фундамента до гипсометрической отметки минус 4350 м. Нижняя граница залежи принята условно на гипсометрической отметке минус 4650 м, по последней замкнутой изогипсе поверхности фундамента. Пластовая вода не была встречена даже в самой глубокой вертикальной скважине 905 с гипсометрической отметкой забоя минус 5014 м.

Издание: Москва, 2010 г., 10 стр., УДК: 550.8.02

Язык(и) Русский

Работа посвящена анализу трещинных систем (трещиноватости и разломов), развитых в породах фундамента и осадочного чехла на месторождении Белый Тигр. Под трещинными системами мы понимаем всю совокупность разноранговых нарушений сплошности пород (от микротрещин до разломов), фиксируемых различными методами исследований и, имеющих различный, но типичный для отдельного метода исследований масштаб. Задача исследований состояла в дифференциации всего многообразия трещинных систем, развитых в породах фундамента на месторождении Белый Тигр, по признаку их проницаемости для фильтрации флюидов при эксплуатации залежи. Графическая иллюстрация результатов анализа позволяет наглядно представить закономерности распределения трещинных систем в осадочном чехле и в фундаменте месторождения Белый Тигр.

Издание: ФГУП ВНИГРИ, Москва, 2012 г., 17 стр., УДК: 552.578.061.43:552.3, ISBN: 2070-5379

Язык(и) Русский

Представлены сведения о промышленной нефтеносности нетрадиционных объектов, концентрации углеводородов в гранитоидных коллекторах. Приведены геологические характеристики наиболее крутых месторождений мира. Особое внимание уделено описанию нефтеносности шельфа Вьетнама, где открыты уникальные по продуктивности месторождения. Приведена критическая оценка результатов геологоразведочных работ по фундаменту в Татарии.

Промышленная нефтегазоносность фундамента платформенных областей является одной из активно обсуждаемых проблем в современной геологнн нефтн н газа. Активизации дискуссии послужило открытие в 1988 г. уникальной нефтяной залежи в гранитах мезозойского фундамента шельфа южного Вьетнама на месторождении Белый Тигр.

Однако эта проблема возникла раньше. Она берёт своё начало со времени получения промышленного притока нефти и газа нз трещиноватых гранитов на месторождении Пэнхендл-Хьюготон (США) в декабре 1918 г. В 1925 г. на гигантском нефтяном месторождении Ла-Пас (Венесуэла) в разуплотнённых метаморфических породах и гранитах выявлена ещё одна залежь нефти в фундаменте.

В настоящее время известно более 450 месторождений с промышленными скоплениями нефти, газа и конденсата в фундаменте 54 нефтегазоносных бассейнах мира [Гаврилов. Гулев. Кнреев. 2010].

Краткая характеристика нефтяных месторождений в гранитоидных породах

Скопления нефтн и газа в магматических и метаморфических породах фундамента и корах выветривания открыты практически на всех континентах и в акватории Мирового океана. Однако, несмотря на открытие в фундаменте промышленных месторождений, в том числе крупных, целенаправленные поиски залежей углеводородов в фундаменте, особенно в магматических породах, ведутся в ограниченных объемах. Это обусловлено тем. что не ясна природа емкости пород фундамента, не разработаны методы выделения коллекторов в кристаллических породах, их вскрытия и освоения.

Издание: Томский политехнический университет, Томск, 2012 г., 4 стр., УДК: 550.84:551.8

Язык(и) Русский

Месторождение Белый Тигр (Bach Ho) расположено на южном шельфе СР Вьетнама в блоке 09–1 в 120 км к юго-востоку от города-порта Вунгтау, основной производственно-технической и снабженческой базы СП «Вьетсовпетро» (рис. 1). Найдены залежи нефти в нижнемиоценовых и олигоценовых песчано-алевролитовых отложениях, а также, вопреки предварительным ожиданиям в трещиноватых гранитоидных коллекторах фундамента. Отнюдь не часто встречающийся случай обнаружения промышленных скоплений нефти в кристаллических породах привлекает особое внимание. Месторождение Белый Тигр стало самым крупным месторождением нефтносной провинции, приуроченным к центральному поднятию Кыулонгской впадины.

Для восстановления истории формирования в недрах Земли углеводородных скоплений, реконструкции условий нафтидогенеза необходимо детальное исследование состава рассеянного в породах органического вещества, в частности распределения в нем хемофоссилий, унаследовавших черты своего строения от биологических предшественников. Состав этих структур определяется, прежде всего, исходной биомассой и последующими этапами ее преобразования .

Комплекс хемофоссилий (индивидуальный состав изопреноидных и нормальных алканов, содержание металлопорфиринов и перилена), а также состав фенатренов, выбранный нами для исследований, позволяют судить о фациально-генетической природе присутствующего в породах органического вещества. Так, присуствие в органического вещества комплексов порфиринов с ванадилом (VO-р) указывает на премущественно морской генезис органического вещества и восстановительные условия при осадконакоплении. Наличие никелевых порфиринов (Ni-р) свидетельствует об отсуствии сероводородного заражения природных вод при седиментации и раннем диагенезе органического вещества. Прилен, широко распространенный в озерах, встречается также в прибрежных районах морей и отсутсвует в глубоководных фациях. Соотношение изопреноидных углеводородов

пристана (П) и фритана (Ф) может быть использовано для оценки окислительно-востановительных условий в бассейне седиментации. Следует, однако, учитывать, что наряду с окислительной средой повышенное содержание пристана в осадках может быть обусловлено существенным вкладом в органическом веществе зоопланктона и биомассы бактерий. Состав н-алканов характеризует участие в формировании состава органического вещества отдельных групп биопродуцентов. Основными углеводородами фитопланктона являются С15 и С17 н-алканы. Для наземой растительности характерно преобладание С27, С29 и С31 н-алканов. В прибрежно-морских водорослях преобладают С21, С23 и С25 гомологи . <...>

В последние годы актуальность изучения этих вопросов значительно возросла для всего мира как в связи с открытием в фундаменте новых крупных месторождений нефти и газа, так и с постепенным истощением запасов углеводородов (УВ) месторождений с терригенными и карбонат­ными породами.

В Республике Вьетнам доля добычи нефти из залежей фундамента месторождений «Белый Тигр», «Дракон», «Черный Лев» и др. превышает 90% от общей добычи нефти. Поэтому изучение вопросов по контролю и регулированию разработки этих месторождений становится более актуальным и действительно имеет большое практическое значение в нефтегазопромысло­вой практике.

Залежи нефти в фундаменте зачастую определяются сложными геологиче­скими и термодинамическими условиями. Следовательно, анализ и регулирование разработки месторождений с такими условиями имеют не только научный интерес, но и исключительно большое практическое значение как для Республики Вьетнам, так и для всего мира. В диссертационной работе проведены анализ и регулирование разработки гранитоидных коллекторов кристаллического фундамента крупного месторождения «Белый Тигр» на шельфе Южного Вьетнама.

Особенности литологического состава и ФЕС горизонтов VII+VIII нижнеолигоценового возраста на нефтяном месторождении Белый Тигр (вьетнам)

Буй Кхак Хунг

Национальный исследовательский Томский политехнический университет, Томск

Научный руководитель доцент

Месторождение Белый Тигр является уникальным месторождением Вьетнама по запасам нефти. Оно расположено на шельфе юга Вьетнама в 120 км к юго-востоку от береговой линии. Геологический разрез месторождения представлен докайнозойскими кристаллическими породами фундамента и кайнозойскими терригенными породами осадочного чехла, в котором выделяются песчано-алевритовые и глинистые породы олигоцена, неогена и четвертичного возраста. Наибольшей изменчивостью по толщине и составу отличаются базальные нижнеолигоценовые отложения, которые выклиниваются на склонах блоков фундамента, занимающих высокое гипсометрическое положение. Среди нижнеолигоценовых отложений горизонты VII+VIII являются наиболее нефтенасыщенными и относятся к залежам нефти промышленного значения. Поэтому изучение особенностей литологического состава и ФЕС горизонтов VII+VIII имеет большое значение .

С помощью программы Surfer построена структурная карта по кровле VII+VIII горизонтов нижнего олигоцена и моделировал ее в 2Д (рис 1А).

(А) (Б)

верхнее – скважина / нижнее – отметка (м) верхнее – скважина / нижнее – толщина (м)

Рис. 1. Структурная карта (А) и карта изопахит (Б) горизонтов VII+VIII нижнего

олигоцена месторождения Белый Тигр

На рисунке 1А видно, что рисовка структурных карт северного участка (горизонты VII+VIII нижнего олигоцена) месторождения Белый Тигр сильно изменяется. В скважине 1013 вскрыта самая низкая отметка -4161м по кровле и -4225 м по подошве, то есть отмечается депрессионная зона в восточном направлении. А самая высокая отметка -3336 м по кровле и -3381м по подошве на северо-западе в скважине 4, в районе которой уверенно выделяется свод структуры. Амплитуда купола 470 метров по оконтуривающей изогипсе – 3850м. Для наглядного представления о распределении мощностей была построена карта изопахит. (рис 1Б)

На рисунке 1Б наблюдается северо-восточное простирание дизъюнктивных нарушений. Видно, что самая максимальная мощность достигает 94 м в скважине 10 и представлена песчаниками континентального генезиса. А самая минимальная мощность 22м и 17м в скважинах 64 и 83, в западной части участка.

Формирование мощности отложений возможно по двум направлениям условий осадконакопления. Сокращение мощности отложений в своде и увеличение ее на крыльях поднятий обусловлено размывом этой возвышенности и заполнением впадин продуктами разрушения .

Увеличение мощности отложений на склонах палеоподнятий указывает на накопление осадков в зоне мелководья при волновой деятельности.

По методике, разработанной и данным каротажа по скважинам, были построены карты литологического состава и песчаннистости (рис 2).

https://pandia.ru/text/79/171/images/image004_29.gif" alt="E:\Nam 5\диплом\карта литологического состава 7+8 горизонтов нижнего олигоцена.jpg" width="258" height="337">

(А) (Б)

верхнее – скважина верхнее – скважина

нижнее – коэффициент песчанистости (%) нижнее – значение αПС

справа – коэффициент кластичности (%) справа – мощность (м)

Рис. 2. Карта коэффициентов песчанистости и кластичности (А) и карта литологического состава (Б) горизонтов VII+VIII нижнего олигоцена (0-0,2: глины и алеврито-глинистые породы; 0,2-0,4: алевролит и глинисто-алевритовые породы; 0,4-0,6: смешанные песчано-алеврито-глинистые породы; 0,6-0,8: Песчаник мелкозернистый; 0,8-1: песчаник крупно-среднезернистый неглинистый)

На рис 2А наблюдается распространение коллекторов типа А (значение ПС в интервале 1-0,8) в зоне скважин 83, 64, 4, 14, 602, 1014, 1003. Зона распространения коллекторов типа В (значение ПС в интервале 0,6-0,4) в скважинах 10, 1013. Зона распространения коллекторов типа Б (0,6-0,8) в скважинах 114, 116, 907. Зона распространения неколлекторов выделена на востоке, северо-востоке (скважина 9), на юге (скважины 1106, 12).

На рис 2Б мы видим, что зона высокого распространения песчаных тел находится в районе скважин 14; 116 и 1014 со средней мощностью 23 м. Максимальное значение коэффициента песчанистости находится в скважине 1014 и соответствует 70,2%. Максимальное значение коэффициента кластичности также наблюдается в скважине 1,3%). Уменьшение коэффициента песчанистости на своде и увеличение его на склонах и у подножия поднятий обусловлено деятельностью потоков, размывающих возвышенность и образующих конусы выноса продуктов размыва.

По линии скважин 16-9 был построен геологический профиль VII+VIII горизонтов нижнего олигоцена (рис 3).

Рис. 3. Геологический профиль VII+VIII горизонтов нижнего олигоцена на нефтянном месторождении Белый Тигр (Вьетнам) по линии скважин 10 – 14 – 145 – 116 – 9

Горизонты VII+VIII представляют собой антиклинальную складку, осложненную разрывными нарушениями. На профиле видим изменение мощностей горизонтов по скважинам. В скважине 10 мощность отложений достигает 94 м. А в скважине 14 мощность отложения уменьшается до 33 м. Между скважинами 14 и 145 отмечается разлом. А между скважинами 116 и 9 выделены 2 нарушения, отличающиеся значительной шириной зоны дробления породы. Литологическиий состав отложений неоднородный. В скважине 10 видим чередование глины и песчано-алевритовых пород. Мощность глины составляет 40 м. Отложения глины выклиниваются и полностью исчезают в скважине 14. В скважине 14 наблюдаются только песчано - алвевритовые породы с мощностью 33 м. Отложения глин наблюдаются в скважинах 145, 116 и увеличивается мощность глин в скважине 9. Глины залегают внутри песчаного горизонта в виде слоя. Мощность незначительна в сравнении с мощностью песчаников и составляет 6-7 м. В скважине 9 мощность пласта глин увеличивается в 2 раза. На профиле отмечаем зоны наибольших значений ФЕС в скважинах 14, 145, 116, в которых коэффициент пористости изменяется от 12% до 14% и коэффициент нефтенасыщенности составляет 0,6-0,66 д. ед. Из всех исследуемых скважин наибольший дебит нефти получен в скважине м3/сут. При таких низких значениях пористости (практически неколлектор), высокие дебиты нефти можно объяснить близостью нахождения зон двух тектонических нарушений.

Таким образом, выявлен сложный тип коллектора пород порово-трещиноватый горизонтов VII+VIII в северном блоке месторождения Белый Тигр. В скважинах, пробуренных близости к зонам тектонических нарушений, получены высокие дебиты нефти. В скважинах, которые обладают только поровым типом коллектора и далеко от зон дизъюнктивных нарушений получены намного меньше дебиты нефти.

Список литературы:

1. П, Г, и др. Геология и нефтегазоносность фундамента Зондского шельфа. М., Нефть и газ, 1988, 285с.

2. Ежова интерпретация геофизических данных; Томский Политехнический Университет. – 3-е изд. – Томск: Изд-во ТПУ, 200с.

3. Поспелов фундамент: геолого-геофизические методы изучения коллекторского потенциала и нефтегазоносности – Москва 2005.