Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр: по данным каротажа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат наук Нгуен Хыу Бинь

• Нгуен Хыу Бинь
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Нгуен Хыу Бинь

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ВЫЯВЛЕНИЯ И ИЗУЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В ТРЕЩИННО-КАВЕРНОЗНЫХ КОМПЛЕКСАХ

1.1 Методы полевой геофизики

1.2 Геофизические методы исследования скважин

2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПОРОД И КОЛЛЕКТОРОВ ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР

2.1 Стратиграфия и нефтегазоносность месторождения

2.2 Вещественный состав пород фундамента, выделение петротипов пород

и их распределение в массиве

2.3 Особенности пористого пространства пород фундамента по результатам макроописания керна и изучения больших шлифов

2.4 Вторичные изменения пород фундамента и их влияние на формирование пористости

2.4.1 Контракционные процессы

2.4.2 Постмагматические процессы

2.4.3 Гипергенные процессы

2.4.4 Тектонические процессы

2.4.5 Гидротермальные процессы

2.5 Взаимосвязь петрографического состава, пористости и продуктивности пород фундамента

3. МЕТОДЫ КАРОТАЖА СКВАЖИН И СПОСОБЫ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ПРИ ИЗУЧЕНИИ РАЗРЕЗА ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР, СОПОСТАВЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

3.1 Типы порового пространства кристаллических пород фундамента, принятые при изучении методами каротажа

3.2 Традиционная группа методов ГИС - методы изучения литологии и плотности

3.3 Методы изучения трещиноватости пород-коллекторов

3.4 Сопоставление результатов определения пористости методами сканирования и традиционными методами каротажа

4. ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ПОРИСТОСТИ КРИСТАЛЛИЧЕСКИХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ БЕЛЫЙ ТИГР (ПО ДАННЫМ КАРОТАЖА СКВАЖИН)

4.1 Качество материалов ГИС и их сопоставление с данными исследования керна

4.2 Обоснование районирования фундамента на блоки по гидродинамическим характеристикам

4.3 Закономерность и особенности изменения пористости с глубиной кристаллических пород Центрального блока

4.4 Закономерность и особенности изменения пористости с глубиной кристаллических пород Северного блока

4.5 Закономерность и особенности изменения пористости с глубиной кристаллических пород Южного блока

4.6 Закономерность и особенности изменения пористости с глубиной кристаллических пород Восточного крыла

4.7 Выводы по результатам выявления закономерностей и особенностей изменения пористости кристаллических пород фундамента месторождения Белый Тигр

5. ХАРАКТЕР ПРОДУКТИВНОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ ФУНДАМЕНТА НА МЕСТОРОЖДЕНИИ БЕЛЫЙ ТИГР С БЛОКОВОЙ ДЕТАЛИЗАЦИЕЙ

5.1 Методы каротажа продуктивности (потокометрии) и термопрофилирование при выделении интервалов притока на месторождении Белый Тигр

5.2 Определения проницаемости (удельной продуктивности) коллекторов в кристаллическом фундаменте

5.2.1 Определения проницаемости (удельной продуктивности) коллекторов

в кристаллическом фундаменте Центрального блока

5.2.2 Определения проницаемости (удельной продуктивности) коллекторов

в кристаллическом фундаменте Северного блока

5.2.3 Определения проницаемости (удельной продуктивности) коллекторов

в кристаллическом фундаменте Южного блока

5.2.4 Определения проницаемости (удельной продуктивности) коллекторов

в кристаллическом фундаменте Восточного крыла

5.3 Выводы по результатам анализа проницаемости (удельной продуктивности) коллекторов в кристаллическом фундаменте

месторождения Белый Тигр

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр: по данным каротажа»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Признаки нефтегазоносности в породах фундамента встречены во всех известных нефтегазодобывающих регионах мира, причем иногда на очень больших глубинах [32, 36, 56, 73, 74]. К настоящему времени открыты и разрабатываются более ста месторождений нефти и газа в кристаллическом фундаменте ряда бассейнов США, Латинской Америки, Ливии, Египта, Китая, Вьетнама и России. Причем на Россию, Западную Сибирь приходится порядка 50 местрождений, в том числе на Томскую область - более 10. О перспективах нефтегазоносности фундамента ЗападноСибирской плиты еще в 30-40 годы XX века высказывались известные ученые И.М. Губкин, Н.С. Шатский, М.М. Чарыгин, М.К. Коровин и др. В конце прошлого века проблеме нефтегазоносности фундамента Западной Сибири посвятили свои труды B.C. Сурков, И.И. Нестеров, В.А. Скоробогатов и др. В последние годы интенсивные исследования по этой проблеме ведут A.M. Брехунцов, А.Н. Дмитриевский, A.B. Ежова, Т.А. Коровина, Е.А. Ковешников, И.И. Нестеров (мл.) и ряд других ученых и специалистов.

Во Вьетнаме установлена региональная нефтегазоносность фундамента северной части Зондского шельфа, где открыт ряд месторождений: Белый Тигр, Дракон, Руби, Заря, Черный Лев, Белый Лев, Желтый Тунец и др. [3, 5, 6, 17, 18, 71]. На месторождении Белый Тигр разрабатывается крупная залежь нефти в гранитоидах фундамента, которая является самой большой во Вьетнаме. Большой вклад в изучение геологии и нефтегазоносности местрождения Белый Тигр внесли известные ученые и специалисты: Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Донг Ч.Л., Кошляк В.А., Куи Х.В., Киреев Ф.А., Лукин А.Е., Поспелов В.В., Тимурзиев А.И., Шан Н.Т., Шустер В.Л. и др.

Коллекторы нефти и газа в магматических породах относятся к так называемым сложнопостроенным (нетрадиционным). Их поиск, оценка коллекторского потенциала, промышленной нефтегазоносности и подсчет запасов представляют сложную проблему.

На сегодняшний день, геофизические методы исследования скважин (ГИС) являются обязательной и важнейшей составляющей сложного процесса геологоразведочных и промысловых работ в нефтяной отрасли. Как при поисках и разведке, так и в процессе разработки месторождения, геофизические методы исследования скважин позволяют получить огромный объем информации о залежи, выявить закономерности и особенности пород-коллекторов, что используется в геолого-технологическом решении, управлении разработкой.

Геофизические исследования скважин базируются на взаимосвязи параметров искусственных и естественных физических полей с физическими свойствами горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах [2, 15, 20, 22]. На практике, по измеренным в скважине параметрам поля, определяют литологические, фациальные, коллекторские, структурно-текстурные и другие характеристики среды.

В отличие от традиционных пород-коллекторов, имеющих преимущественно гранулярную пористость, коллекторы кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр характеризуются трещинно-кавернозной пористостью, имеют различное распределение петротипов как по площади так и по разрезу. По результатам исследования керна пород-коллекторов фундамента [6, 57, 94] было установлено, что породы фундамента характеризуются значительной петрографической неоднородностью и в различной степени подвергнуты вторичному изменению. Это усложняет поровое пространство пород фундамента, что вызывает ряд трудностей при изучении пород-коллекторов геофизическими методами исследования скважин.

Поэтому, изучение методами ГИС характера распространения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллеторов фундамента, является актуальной задачей, решение которой позволяет выявить геологические особенности и главные факторы образования пористости пород фундамента, уточнить геолого-геофизическую модель резервуара и, тем самым, определить правильный подход к решению геологических задач при поисках и разведке, рационально осуществлять разработку месторождения Белый Тигр. Кроме того, изучение нефтегазоносности магматических пород приобретает особую актуальность в связи с выявлением фундаментальных закономерностей нафтидогенеза, включая генезис резервуаров и нефтей в фундаменте [63].

Объектом исследования данной работы являются породы-коллекторы нефти со сложной структурой порового пространства кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр.

Цель настоящей работы - изучение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов в кристаллическом фундаменте месторождения Белый Тигр.

Задачи исследований - выяление особенностей распределения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов кристаллического фундамента по разрезу и по площади, определение закономерностей изменения емкостных свойств и продуктивности.

Основные этапы исследования

1. Аналитический обзор полевых геофизических методов и геофизических методов исследований скважин, примененяемых для изучения трещинно-кавернозных коллекторов.

2. Характеристика нефтегазоносности месторождения Белый Тигр, выяснение общих литолого-петрографических и петрофизических характеристик магматических коллекторов, обусловленных эндогенными и экзогенными факторами.

3. Анализ и обобщение результатов исследования керна пород фундамента, с детализацией по геологическим блокам. Определение основных факторов, влияющих на образовании пористости в породах-коллекторах фундамента.

4. Анализ эффективности геофизических методов исследования разрезов скважин, вскрывших фундамент месторождения.

5. Обоснование разделения резервуара фундамента на блоки и построение зависимостей вторичной пористости от глубины на основе результатов интерпретации данных ГИС.

6. Геологическая интерпретация зависимостей вторичной пористости от глубины, районирование резервуара (ранжирование блоков) по степени нефтеперспективности.

7. Построение зависимостей удельной продуктивности от общей и вторичной пористостей на основе результатов интерпретации данных ГИС в интервалах притока нефти. Создание интерпретационно-прогностической базы для оценки продуктивности разреза по данным каротажа.

Научная новизна

1. Выявлено, что данные сканирования (FMI/DSI) не полностью отражают величину вторичной пористости. Комплексная интерпретация данных FMI/DSI дает, в основном, качественную характеристику трещинно-кавернозной пористости для выделения нефтеотдающих интервалов. Комплексная интерпретация традиционных методов ГИС (АК, ГГК, ННК, ГК-С) позволяет количественно оценить величину общей и вторичной пористости коллекторов в кристаллическом фундаменте.

2. По результатам интерпретации данных традиционных методов ГИС установлены закономерности изменения вторичной пористости с глубиной каждого геологического блока и особенности распространения пустотности по площади месторождения. Подтвержден главный фактор - тектонический, который способствует образованию трещинно-кавернозного коллектора.

3. По данным каротажа продуктивности и результатам интерпретации данных ГИС установлены закономерности изменения удельной продуктивности от общей и вторичной пористости для каждого геологического блока.

Достоверность результатов

Достоверность результатов проведенных исследований обеспечивается большим объемом фактических данных каротажа, их метрологической достоверностью, корректностью применения методов математической статистики, согласованностью с материалами литолого-петрографических, петрофизических и тектонофизических работ, а также с данными поискового, разведочного и эксплуатационного бурения.

Практическая значимость исследований

1. Нефтегеологическая интерпретация зависимостей вторичной пористости от глубины позволила выполнить районирование резервуара (ранжирование блоков) в кристаллическом фундаменте по степени нефтеперспективности.

2. Значимые закономерности (удельная продуктивность - пористость по ГИС) рекомендуются для интерпретации данных ГИС и прогнозирования в пределах Центрального и Северного блоков.

Защищаемые положения

1. Установлены закономерности и особенности распределения пористости кристаллических коллекторов в геологических блоках месторождения Белый Тигр, заключающиеся в уменьшении вторичной пористости с глубиной, дифференциальном влиянии тектонического и петрографического факторов.

2. Установлены закономерности и особенности продуктивности кристаллических коллекторов в геологических блоках месторождения Белый Тигр, заключающиеся в квазипароболической связи удельной продуктивности и вторичной пористости, дифференциальном влиянии вторичного минералообразования.

Личный вклад автора

1. Выявлены закономерности и особенности распределения пористости по данным ГИС. Сформулирован главный фактор образования пористости в породах кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр - тектонический.

2. Выявлены закономерности изменения удельной продуктивности от общей и вторичной пористостей по блокам кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр.

Фактический материал

Фактической основой исследований послужили отчетные и архивные геолого-геофизические материалы НИПИморнефтегазе СП Вьетсовпетро (г. Вунг Tay,

Вьетнам), а также актуальные данные, полученные в процессе работы по теме «Пересчет запасов нефти и газа месторождения Белый Тигр по состоянию 07.2011 г.». В последних работах автор непосредственно участвовал [96].

Апробация и публикации

Основные положения и результаты, представленные в диссертационной работе, докладывались на Международной научно-практической конференции «Увеличение нефтеотдачи - приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородов» (Казань, 2011); на Всероссийской научно-практической конференции «Научная инициатива иностранных студентов и аспирантов российских вузов» (Томск, 2011); на Шестых научных чтениях памяти Ю.П. Булашевича «Глубинное строение, геодинамика, тепловое поле Земли, интерпретация геофизических полей» (Екатеринбург, 2011); на IV Международной научной конференции «Современные проблемы регионального развития» (Биробиджан, 2012); на XIII Уральской молодежной научной школе по геофизике (Екатеринбург, 2012), на XVI Международном симпозиуме имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых (Томск, 2012); на XVII Международном симпозиуме имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых (Томск, 2013); на Всероссийской молодежной научной конференции «Трофимуковские чтения - 2013» (Новосибирск, 2013); на IX Международной научной конференции «Moderni vymozenosti vedy -2013» (Прага, 2013).

Основные результаты исследований по теме диссертации опубликованы в 13 печатных работах [24, 25, 43-52, 81], из них - 4 статьи в журналах [25, 44, 52, 81], входящих в перечень ВАК.

Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, 5 разделов, заключения, общим объемом 142 страницы, а также 28 иллюстраций и 29 таблиц, список источников включает 96 наименования.

Диссертационная работа выполнена в Институте природных ресурсов Национального исследовательского Томского политехнического университета, г. Томск.

Благодарности

Автор выражает искреннюю благодарность своему научному руководителю д.г.-м.н. В.И. Исаеву за всевозможную поддержку и ценные советы. Автор признателен начальнику Le Binh Läng и сотрудникам отдела Промысловой геологии НИПИморнефтегаза СП Вьетсовпетро. Особую благодарность хочется выразить заместителю директора НИПИморнефтегаза СП Вьетсовпетро Pham Xuän Sern за поддержку, предоставление фондовых материалов.

1. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ВЫЯВЛЕНИЯ И ИЗУЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В ТРЕЩИННО-КАВЕРНОЗНЫХ КОМПЛЕКСАХ

1.1. Методы полевой геофизики

Методы полевой геофизики до недавнего времени использовались, главным образом, для изучения неоднородностей, связанных со слоистой структурой осадочного чехла, или в задачах тектонического и петрофизического районирования фундамента. С этой целью применялось комплексирование грави- и магниторазведки с сейсмическими методами (МПВ-метод преломленных волн, ГСЗ-глубинное сейсмическое зондирование, МОВ-метод отраженных волн), направленное, главным образом, на решение региональных геологических задач [56].

Сейсмические исследования на нефтегазовых месторождениях, приуроченных к породам фундамента, не только связаны с картированием его поверхности, но и изучением анизотропии массива, обусловленной разломной тектоникой и трещиноватостью. Дополнительную сложность вносит значительная глубина залегания продуктивных зон фундамента, достигающая 4,0-4,5 км и более.

Для изучения фундамента с пятидесятых годов XX века применяются различные виды сейсморазведки: метод отраженных волн с общей глубинной точкой (MOB ОГТ), корреляционный метод преломленных волн (КМПВ), метод обменных проходящих волн (МОГТВ), метод глубинного сейсмического зондирования (ГСЗ). В последние годы получила развитие многоволновая сейсмика (МВС), основанная на совместном использовании сейсмических волн разных типов - продольных, поперечных и обменных. Комплекс МВС включает не только исследования волн, отличающихся по характеру колебаний (продольные, поперечные), но и по природе их формирования - отраженные, преломленные, рассеянные и др.

Необходимость в изучении всего пакета сейсмических волн при решении сложных геологических задач, к которым относятся поиски зон разуплотнения в кристаллических породах, диктуется хорошо известными недостатками классических методов сейсморазведки.

До недавнего времени наиболее эффективным методом изучения поверхности фундамента и его анизотропии считался КМПВ. Однако, его возможности оказались ограниченными, когда возникла необходимость картирования тектонических нарушений и ослабленных зон на глубинах более 1000 м от поверхности фундамента. Высокочастотная

модификация метода, разработанная в Геофизическом институте АН СССР в начале 50-х годов XX века, положила начало детальному картированию вертикально-слоистых сред. Этими же работами были показаны огромные возможности использования динамических характеристик сейсмического сигнала при изучении фундамента.

Новый метод сейсморазведки для изучения трещиноватости в объемах геологической среды разработан в последние годы научно-внедренческим предприятием «Геоакустик» ВНИИГеосистем [60]. Он получил название «Сейсмолокация бокового обзора» (СЛБО) и принципиально отличается от существующих видов сейсмической разведки [34, 42].

Сущность метода состоит в регистрации рассеянных упругих волн, образующихся в толще горных пород на трещинах от источника, на дневной поверхности. Место зарождения рассеянных волн устанавливается с помощью специального локатора, использующего принцип «бокового обзора» - способ обработки полевого материала сопряженной фокусировки пространственных систем наблюдения (апертур излучения и приема). Регистрируемая величина энергии рассеянных волн прямо пропорциональна интенсивности «открытой» трещиноватости в элементарном объеме изучаемой среды.

Результатом обработки материалов СЛБО являются вертикальные, горизонтальные и структурные срезы, поля энергии рассеянных волн, отображающие трехмерное распределение трещин в исследуемом массиве пород. Кроме того, по данным СЛБО строятся кривые «псевдокаротажа», отражающие изменение энергии рассеянных волн и, следовательно, трещиноватости вдоль ствола проектной скважины в любой предполагаемой точке исследуемого массива.

Для выполнения полевых исследований и обработки сейсмозаписи используется стандартная аппаратура, оборудование и вычислительная техника, применяемые в сейсморазведке.

Геологическая интерпретация основана на привлечении тектонофизических моделей напряженного состояния массива пород, формирующегося в результате геодинамической активности геологической среды и проявляющегося в образовании систем трещин различных стадий генерации и физического состояния.

Экспериментальные работы показывают что, метод СЛБО эффективен в комплексе с ВСП, глубинной сейсморазведкой и сейсмикой ЗО, а также может служить ценным дополнением к комплексу ГИС при изучении нетрадиционных коллекторов, в том числе в кристаллических породах фундамента.

Задача изучения внутреннего строения, в первую очередь трещиноватости, дислоцированных метаморфических или кристаллических пород фундамента связана с

одной из важнейших проблем современной сейсмологии - исследованием сейсмической анизотропии и ее геологической интерпретацией. Один из наиболее перспективных в этом отношении методов - многоволновая сейсмика (МВС) с трехкомпонентным раздельным приемом пакетов продольных, поперечных и обменных волн [10]. Основой для этого являются исследования поляризации поперечных и обменных волн. Трудности практической реализации метода заключаются главным образом в способе возбуждения поперечных волн.

Весьма информативным в МВС оказалось отношение скоростей продольных У5 и поперечных Ур волн, существенно неодинаковое в породах различной литологии, в том числе в кристаллических.

Полевые работы показывают, что параметры Ух и Ур физически и геологически независимы. Изменение скоростей поперечных волн более закономерно и больше связано с литологией. Структура и параметры порового пространства больше влияют на скорости продольных волн.

В лабораторных измерениях скорости продольных и поперечных волн [1] при оценке пористости эффузивных, метаморфических и карбонатных осадочных пород установлено, что чувствительным к изменению пористости Кп оказался комплексный

1 2 4 2

сейсмический параметр А =— V —У% , где р— минералогическая плотность породы; У„

Р з

Ур - скорости продольных и поперечных волн, соответственно. Величина параметра А при постоянном отношении У/У5 уменьшается в 2-4 раза с увеличением пористости от 0 до 4 %. С уменьшением Ур/У5 (коэффициента Пуассона) параметр А значительно меньше зависит от пористости, в чем и проявляется влияние литологии на скоростные характеристики породы. Точность определения пористости по сейсмическим данным при прочих равных условиях будет тем выше, чем больше отношение У/Ух материала матрицы и чем меньше пористость. В частности, полученный результат может быть использован для картирования зон трещиноватости в кристаллических породах фундамента при условии достаточного разрешения волновых характеристик сейсмической аппаратурой.

Картирование неглубоко залегающей поверхности фундамента методом МВС показало, что комплексирование наблюдений волн разного типа заметно повышает точность определения глубины кровли и детальность обнаружения малоамплитудных поднятий на поверхности фундамента.

Направление, связанное с изучением поляризации поперечных сейсмических волн представляется перспективным. Как известно, скорость упругих колебаний зависит не

только от плотностных характеристик среды, но и от поляризации волн и направления их распространения относительно преобладающей ориентации трещин. Это эффект особенно заметен при регистрации поперечных сейсмических сигналов.

Среда с вертикальной трещиноватостыо действует на сдвиговые колебания, вызванные упругой волной, как поляризационный фильтр, расщепляющий S-волну на две составляющие: Si-волна, поляризованная в направлении трещины, и S2 - по направлению, перпендикулярному трещинам. Скорость волны Si больше S2, что приводит к временному сдвигу Si по отношению к S2, а их интерференция - к нелинейной (эллиптической) поляризации.

Расщепления S не происходит, если колебания уже поляризованы по направлению трещин и перпендикулярно к ним, то есть поляризованы по двум главным осям симметрии среды. Такой же эффект наблюдается в изотропной среде.

Таким образом, если в среду поступают линейно поляризованные сигналы с различным направлением смещения частиц, а на выходе линейная поляризация будет наблюдаться только при двух фиксированных векторах смещения, то можно считать, что среда имеет азимутальную анизотропию. Ее причиной может быть вертикальная трещиноватость. Ориентация трещин будет соответствовать направлению поляризации «быстрой» волны S1, а коэффициент анизотропии K=Vsi/VS2 в первом приближении может служить характеристикой трещиноватости [72].

Поляризация поперечных волн позволяет идентифицировать участки трещиноватости в монолитных породах и установить преобладающие системы трещин, а по кинематическим характеристикам волн разного типа удается, в ряде случаев (например, в карбонатных разрезах), определить степень трещиноватости.

Локальные объекты, разломы и низкочастотные зоны разуплотнения могут быть обнаружены и оконтурены ставшим уже классическим методом трехмерной (ЗД) сейсморазведки, однако его разрешающая способность ограничена глубиной и размерами неоднородностей.

На сейсмозаписи MOB, особенно в варианте ЗД, зоны трещиноватости образуют сейсмический «шум» различной интенсивности и спектрального состава, что также может служить диагностическим признаком наличия зон трещиноватости [16].

Именно этот признак был использован для идентификации трещинно-каверновых зон в теле батолита месторождения Белый Тигр. Выделения гетерогенных зон верхней части земной коры по энергии рассеянного компонента заключается в контрастности физических свойств монолитных пород фундамента и зон разуплотнения - трещин и каверн [37]. Сравнительно небольшие размеры последних, на несколько порядков

меньших радиуса зоны Френеля, обеспечивают возможность качественных оценок распределения в среде рассеивающих и поглощающих объектов. Как показали результаты численного моделирования, при размерах зоны разуплотнения (микротрещиноватости), близких к длине возмущающей волны, после миграции эта зона выглядит на сейсмограмме как точки или пятна с относительно высокой амплитудой [75]. Применение вариационного принципа к расчету параметров рассеянного компонента позволило идентифицировать волновой эффект на сейсмозаписи ЗД по фундаменту (при достаточно равномерном уровне вычисляемых значений локальной энергий) как трещиновато-кавернозные зоны повышенной неоднородности.

В работе [75] с применением сейморазведки ЗД, предполагаются некоторые особенности обработки, ориентированной на выделение разломов в фундаменте:

- необходимо использовать процедуру глубинной миграции по сейсмограммам до суммирования (PSDM) с детальным определением скоростной модели среды для учета преломления на промежуточных границах;

выбрать целесообразный частотный диапазон, поскольку отражение, регистрируемое от этих поверхностей, по существу является сложным сигналом от слоя с пониженными скоростями с переменной как по толщине, так и по латерали акустической характеристикой;

- необходимо проводить подавление волн-помех, так как часто сохраняются более или менее протяженные фрагменты волн-помех, субпараллельных границам в осадочной толще и кровле фундамента при стандартной обработке сейсмотрасс разнообразных способов. Важным условием при использовании подавления этих волн является сохранение низкочастотного диапазона записи - оптимального для выделения отражений от разломов.

Несмотря на ограниченный объем выполненных исследований и вероятность неоднозначных решений, рассмотренное направление весьма перспективное при изучении внутреннего строения выступов кристаллического фундамента.

Метод преломленных волн МПВ и его модификация КМПВ позволяет исследовать анизотропные свойства пород, в том числе трещиноватость глубоко залегающих монолитных образований фундамента, по дисперсии граничных скоростей, особенно в комплексе с MOB ОГТ и другими методами геофизической разведки. В последние годы основные перспективы в этом направлении связаны с морскими комплексными работами МОВ-МПВ [67] с применением радиопередающих сейсмографов и многократного профилирования в двухсудовом варианте.

Разработаны и опробованы в ряде районов мирового океана способы изучения анизотропии горных пород, в том числе вертикальной и субвертикальной трещиноватости, с помощью кольцевого профилирования МПВ с регистрацией колебаний в центре кольца с помощью донного сейсмографа и радиобуя. Полученные индикаторы кинематических и динамических параметров преломленных волн интерпретируются как показатели основных трендов трещиноватости. Эффективность методики повышается комплексированием МПВ со скважинными методами (ВСП, АК) и околоскважинного сейсмопрофилирования.

Описанный выше способ применяется в основном для изучения анизотропии осадочной толщи в морских условиях. Однако достигнутые успехи позволяют надеяться на расширение возможностей МПВ в комплексе с другими геофизическими методами, ГИС и керновыми определениями с целью картирования дислоцированных зон и участков трещиноватости в породах фундамента на больших глубинах.

Вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП) в последние годы идет к совершенствованию техники и методик изучения структуры околоскважинного пространства с помощью регистрации волн различного типа, распространяющихся в геологическим пространстве. Кроме изучения и интерпретации волновых полей для нужд наземной сейсморазведки, ВСП всё больше используется при решении обратных кинематических и динамических задач глубокой разведки. ВСП также полезно при картировании трещинных зон в межскважинном пространстве, в комплексе с другими скважинными исследованиями и объемной сейсмикой.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Нгуен Хыу Бинь, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Алейников А.Л., Немзоров Н.И. Связь между пористостью и упругими свойствами горных пород // Геология и геофизика. - 1984. - №4. - С. 72 - 75.

2. Александров Б.Л. Изучение карбонатных коллекторов геофизическими методами. - М.: Недра, 1979.-330 с.

3. Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Донг Ч.Л. и др. Геология и нефтегазоносность фундамента Зондского шельфа. - М:. Нефть и газ, 1997. - 285 с.

4. Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Донг Ч.Л., Киреев Ф.А., Шан Н.Т. Модель геодинамического развития континентального шельфа юга СРВ // Нефтяное хозяйство.

- 1996.-№ 8.-С. 15-17.

5. Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Киреев Ф.А., Донг Ч. Л., Шан Н.Т. Нефтегазоносность континентального шельфа юга Вьетнама с позиции концепции тектоники литосферных плит // Геология нефти и газа. - 1996. - № 10. - С. 40^-3.

6. Арешев Е.Г., Донг Ч.Л., Киреев Ф.А. Нефтегазоносность гранитоидов фундамента на примере месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 8. - С. 50-58.

7. Базылев А.П., Сургучева В.Н., Нефедкин Ю.А., Снопкова Т.К. Использование данных многозондового акустического каротажа для оценки характера насыщения низкопористых коллекторов // Каротажник. - 2004. - № 8. - С. 88 - 100.

8. Белянин Г.Н., Бабец М.А., Киреев Ф.А. и др. Особенности кислотного воздействия на гранитоиды фундамента Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 1. - С. 45-51.

9. Белянин Г.Н., Донг Ч.Л., Мартынцев О.Ф., Туан Ф.А. Исследование нефтеотдачи трещиноватых коллекторов месторождения Белый Тигр при заводнении // Нефтяное хозяйство. - 1999. - № 3. - С. 14-16.

10. Бродов Л.Ю. Многоволновая сейсморазведка - новый тип геофизических исследований // Изв. Вузов. Геология и разведка. - 1988. -№ 11. - С. 61-75.

11. Будыко Л.В. К вопросу об определении фильтрационно-емкостных характеристик сложного коллектора по геофизическим данным // Каротажник. - 2001. - Вып. 83.

- С. 50-55.

12. Будыко Л.В., Спивак В.Б., Щербаков Ю.Д. Изучение разрезов скважин по материалам регистрации динамических параметров упругих волн. — М.: ВИЭМС, 1979. - 35 с.

13. Будыко Л.В., Спивак В.П., Щербаков Ю.Д. Об акустическом каротаже полной энергии // Каротажник. - 2000. - Вып. 77. - С. 37-60.

14. Будыко Jl.В., Щербаков Ю.Д. Выявление сложных карбонатных коллекторов и определение типа их пустотного пространства по данным волнового акустического каротажа // Каротажник. - 2001. - Вып. 80. - С. 17-28.

15. Вендельштейн Б.Ю., Резванов P.A. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. - М.: Недра, 1978. - 371 с.

16. Веселов К.Е., Долицская Т.В. Новые горизонты прогнозирования поисков и разведки нефти и газа в связи с тектоникой глобального рифтогенеза // Геофизика. - 1996. - № 3. -С. 15-23.

17. Гаврилов В.П. Нефтегазоносность гранитов // Геология нефти и газа. - 2000. - № 6. _ с. 44-49.

18. Гаврилов В.П., Дзюбло А.Д., Поспелов В.В., Шнип O.A. Геология и нефтеносность фундамента шельфа Южного Вьетнама // Геология нефти и газа. - 1995 - № 4. - С. 25-29.

19. Губанов А.М., Зленко Б.Ф. Парагенезис и некоторые физико-химические условия образования самородного серебра в серебряно-полиметаллическом месторождении штокверкового типа. - Всес. конф. "Самородное элсментообразование в эндогенных процессах". Ч. I. - Якутск: изд. ЯФ СО АН СССР, 1985. - С. 91-92.

20. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. - М.: Недра, 1982. - 301 с.

21. Дмитриевский А.Н., Киреев Ф.А., Бочко P.A., Федорова Т.А. Влияние гидротермальной деятельности на формирование коллекторов нефти и газа в породах фундамента // Известия АН СССР, серия геологич. - 1992. - № 5. - С. 119-128.

22. Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин. - М.: Недра, 1984. - 432 с.

23. Исаев В.И. Интерпретация данных гравиметрии и геотермии при прогнозировании и поисках нефти и газа. - Томск: Изд-во ТПУ, 2010. - 172 с.

24. Исаев В.И., Нгуен Х.Б. Изучение залежей углеводородов кристаллического фундамента методами ГИС // Современные проблемы регионального развития: материалы IV Международной научной конференции. Биробиджан, 09-12 октября 2012 г.

- Биробиджан: ИКАРП ДВО РАН - ФГ БОУ ВПО «ПГУ им. Шолом-Алейхема», 2012.

- С. 63-62.

25. Исаев В.И., Нгуен Х.Б. Пустотность нефтегазовых резервуаров кристаллического фундамента (по данным каротажа месторождения Белый Тигр) // Тихоокеанская геология. -2013.-Т. 32-№4.-С. 14-23.

26. Исаев В.И., Хростовская Н.В. О реализации на ЕС ЭВМ метода математического программирования для решения обратной задачи гравиметрии в линейной постановке //

Разведочная геофизика: теория, методика, результаты. - Киев: Наук. Думка, 1984. -С. 156-171.

27. Карус Е.В. Методические рекомендации по выделению в разрезах скважин трещиноватости и кавернозности методом акустического каротажа и оценки их параметров. - М.: МинГео СССР, ВНИИЯГГ, 1981. - 40 с.

28. Киреев Ф.А., Кузьмин В.А. Закономерность распределения глинистых минералов в осадочных нефтеносных комплексах месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство.

- 2010.-№3.-С. 48-53.

29. Киреев Ф.А., Кузьмин В.А. Литолого-петрографическая характеристика и нефтегенерационный потенциал осадочного нефтеносного комплекса месторождения Белый Тигр // Литология и полезные ископаемые. - 2013. - № 1. - С. 53-60.

30. Кораблинов В.Е., Ханг Н.Т. Эффективность геолого-геофизических исследований при доразведке и разработке трещиновато-кавернозных коллекторов кристаллического фундамента // Нефтяное хозяинство. - 2006. - № 9. - С. 104-106.

31. Кошляк В.А. Нефтеносность магматических пород // Каротажник. - 2005. - №10-11. С. 232-239.

32. Кошляк В.А. Гранитоидные коллекторы нефти и газа. - Уфа: Изд-во «Tay», 2002.

- 242 с.

33. Кошляк В.А., Куи Х.В. Распределение коллекторов месторождения Белый Тигр и оценка их фильтрационно-емкостных свойств // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 8. -С. 41-47.

34. Кузнецов О.Л., Курьянов Ю.А., Чуркин И.А., Шленкин С.И. Сейсмический локатор бокового обзора // Геофизика. - 2004. - Спец. выпуск. - С. 17-22.

35. Кулигин Е.А., Шнурман Г.А., Чумичева A.A. Выделение и оценка трещиноватых коллекторов (по материалам сканирующего бокового каротажа) // Каротажник. - 2007.

- №7. - С. 24-33.

36. Кучерук Е.В. Нефтегазоносность пород фундамента // Геология неяти и газа. - 1992.

- №1, С. 45^16.

37. Левянт В.Б., Тронов Ю.А., Шустер В.Л. Использование рассеянной компоненты сейсмического поля для дифференциации кристаллического фундамента на коллекторские и монолитные зоны // Геофизика. - 2003. - № 3. - С. 17-26.

38. Ленский В.А., Еникеев В.Н., Ишбулатова АЛ. О возможности оценки проницаемости карбонатных коллекторов по упругим свойствам // Каротажник. - 2005. - № 1. -С. 90-100.

39. Лой K.M. Разработка оптимального комплекса термогидродинамических исследований нефтяных скважин для месторождений шельфа Вьетнама (на примере месторождения Белый Тигр). Автореферат канд. диссертации. - М.: 1996. - 26 с.

40. Лукина Т.Ю., Лухминский Т.Ю. Сравнение данных стандартных методов ГИС и результатов обработки измерений микросканером FMI // Каротажник. - 2008. - № 3.

- С. 3-7.

41. Мурзин P.P., Литуновский А.Э., Носенков И.Э. Приципы заложения поисково-разведочных скважин на горстообразных структурах фундамента шельфа Южного Вьетнама // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 6. - С. 28-31.

42. Муслимов Р.Х., Лапинская Т.А. Кристаллический фундамент Татарстана и проблеммы его нефтегазоносности. - Казань: Изд. Дента, 1996. - 487 с.

43. Нгуен Х.Б. Выделение и изучение коллекторов в кристаллическом фундаменте месторождения «Белый Тигр» методами электрического и акустического сканирования (FMI/DSI) // Проблемы геологии и освоения недр: Труды XVI Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвещенного 110-летию со дня основания горно-геологического образования в Сибири. Том I. - Томск: Изд-во ТПУ, 2012. - С. 364-366.

44. Нгуен Х.Б. Геофизические исследования скважин при изучении магматических коллекторов месторождения Белый Тигр // Известия Томского политехнического университета. - 2013. - Т. 323. - № 1. - С. 27-33.

45. Нгуен Х.Б. Геофизические методы при поисках и разведке месторождений нефти и газа в кристаллическом фундаменте // Научная инициатива иностранных студентов и аспирантов российских вузов: Сборник докладов Всероссийской научно-практической конференции. - Томск: Изд-во ТПУ, 2011. - С. 183-187.

46. Нгуен Х.Б. Интерпретация данных ГИС кристаллического фундамента (месторождение Белый Тигр) // XIII Уральская молодежная научная школа по геофизике. Материалы конференции. - Екатеринбург: УрО РАН, 2012. - С. 149-152.

47. Нгуен Х.Б. Пористость и проницаемость нефтяных коллекторов кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр // Проблемы геологии и освоения недр: Труды XVII Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвещенного 150-летию со дня рождения академика В.А. Обручева и 130-летию академика М.А. Усова, основателей Сибирской горно-геологической школы. Том I.

- Томск: Изд-во ТПУ, 2013. - С. 390-392.

48. Нгуен Х.Б., Буй Т.Н. Пустотность гранитоидных коллекторов месторождения Белый Тигр (по данным геофизических исследований скважин) // Трофимуковские чтения -

2013. Материалы Всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых. - Новосибирск: СО РАН, 2013. - С. 197-200.

49. Нгуен Х.Б., Исаев В.И. Выявление и изучение методами ГИС нефтегазовых коллекторов в кристаллическом фундаменте // Увеличение нефтеотдачи - приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородов: Материалы международной научно-практической конференции. - Казань: Изд-во «Фэн» АН РТ, 2011. - С. 360-363.

50. Нгуен Х.Б., Исаев В.И. Геофизические исследования скважин при изучении коллекторов в кристаллическом фундаменте месторождения Белый Тигр // Геофизический журнал.-2013.-Т. 35,- №3.-С. 131-145.

51. Нгуен Х.Б., Исаев В.И. Нефтяные коллекторы фундамента Центрального свода месторождения Белый Тигр // Materialy IX mezinarodni vedecko-prakticka conference «Moderni vymozenosti vedy - 2013». Dil 61. Zemepis a geologie. Ekologie - Praha: Publishing House «Education and Science» s.r.o., 2013. - s. 3-6.

52. Нгуен Х.Б., Исаев В.И. Продуктивность магматических коллекторов месторождения Белый Тигр // Каротажник. - 2013. - Вып. 9 (231). - С. 64-76.

53. Носенков И.Е. Особенности контроля за разработкой морского месторождения Белый Тигр промыслово-геофизическими методами // Нефтяное хозяинство. - 2004. - № 9. -С. 48^9.

54. Овчинников JI.H. О роли SO в гидротермальном рудообразовании. // Докл. АН СССР. - 1976.-Т. 227.-№3.-С. 680-683.

55. Осипов М.А. Контракция гранитоидов и эдогенное минералообразование. - М.: Наука, 1974.- 158 с.

56. Поспелов В.В. Кристаллический фундамент: геолого-геофизические методы изучения коллекторского потенциала и нефтегазоносности. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2005. - 260 с.

57. Поспелов В.В., Шнип O.A. Цеолиты нефтесодержащих пород шельфа Южного Вьетнама // Геология нефти и газа. - 1995. - № 7. - С.38-43.

58. Рафиков В.Г., Еникеев В.Н., Рыскаль O.E. Изучение трещиноватых коллекторов нефтегазовых месторождений Башкирии и Татарии по данным волнового акустичесчкого каротажа // Каротажник. - 2000. - № 68. - С. 77-83.

59. Самотоин Н.Д., Новиков В.М., Магазина JI.O. Онтогения минералов в бокситоносной коре выветривания гранитов // Известия АН СССР. сер. геологич. - 1987. - № 8 -С. 77-91.

60. Сейсмическй локатор бокового обзора (СЛБО) [Электронный ресурс]. Источник: http://innt-ltd.ru - Заглавие с экрана.

61. Серебренникова О.В., By В.Х., Савиных Ю.В., Красноярова H.A. Генезис нефтей месторождения Белый Тигр (Вьетнам) по данным о составе насыщенных ациклических углеводородов // Известия Томского политехнического университета. - 2012. - Т. 320. -№ 1.-С. 134-137.

62. Старостенко В.И. Устойчивые численные методы в задачах гравиметрии. - Киев: Наук, думка, 1978. - 228 с.

63. Старостенко В.И., Лукин А.Е., Цветкова Т.А., Заец Л.Н., Донцов В.В., Савиных Ю.В. Об участии суперглубинных флюидов в нафтидогенезе (по данным изучения уникального нефтяного месторождения Белый Тигр) // Геофизический журнал. - 2011. - Т. 33. - № 4. -С. 3-32.

64. Столяров Ю.М. Гипогенная сульфид-сульфатная зональность рудных месторождений // Геология рудных месторождений. - 1980. - № 3. - С. 47-57.

65. Тимурзиев А.И. Технология прогнозирования трещиноватости на основе трехмерной геомеханической и кинематической модели трещинного коллектора // Геофизика. - 2008.

- № 3. - С. 41-60.

66. Тухтаев Р.И и др. Применеие микроэлектрических имиджеров и сканеров при изучении сложных коллекторов и решении некоторых нефтепромысловых задач // Каротажник. - 2002. - Вып. 99. - С. 10-37.

67. Урупов А.К., Богоявленский В.И., Добрынин C.B., Будагова Т.А. Анизотропнные свойства осадочного чехла континентального шельфа // Газовая промышленность. - 1997.

- № 7. - С 16-18.

68. Файф У., Прайс Н., Томсон А. Флюиды в земной коре. - М.: Мир, 1981. - 438 с.

69. Чан Ван Хой, Вершовский В.Г., Нгуен Ван Дык. Результаты и перспективы дальнейших reo лого-разведочных работ на шельфе Вьетнама // Нефтяное хозяйство. -2006.-№6.- С. 38-39.

70. Чан Ле Донг, Чан Ван Хой, Фунг Дак Хай, Хоанг Ван Куи, Северинов Е.В., Иванов А.Н. Особенность геологии и разработки залежи фундамента месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство - 2006. - № 6. - С.24-26.

71. Шнип O.A., Поспелов В.В. Геологическое строение и нефтегазоносность Зондского шельфа // Геология нефти и газа. - 1997. - № 8. - С. 32-37.

72. Шнурман И.Г. Петрофизические и интерпретационные модели волнового акустического каротажа для изучения сжимаемости и коллекторских совйств горных пород. Автореферат кан. диссертации. - М.: 1993. - 22 с.

73. Шустер В.Л. Кристаллические породы фундамента - перспективный объект для прироста запасов нефти и газа // Геология нефти и газа. - 1994. - №9. - С. 35-37.

74. Шустер В.JI. Нефтегазоносность кристаллического фундамента // Геология нефти и газа. - 1997.-№ 8.-С. 17-19.

75. Шустер В.Л., Левант В.Б., Элланский М.М. Нефтегазоносность фундамента (проблемы поиска и разведки месторождений углеводородов). - М.: Изд. «Техника». - 2003. - 175 с.

76. Davies D.H., Ollivier Faivre. Azimuthal Resistivity Imaging: A new Generation Laterolog // SPE Formation Evaluation. - 1994. - September. - P. 165-174.

77. Hoang Binh Tien, Hoang Thi Xuan Huong. Nguon goc va dieu kien sinh thanh dau, condensate, khi а Ьё Ciru Long // Tap chi dau khi. - 2013. - So 1. - Tr. 26-32.

78. Hoang Dinh Tien. Nhung dac diem chinh ve dia kien tao cua cac be tram tich them luc dia Viet Nam va Ыёп Dong // Tap chi diu khi. - 2011. - S6 4. - Tr. 16-30.

79. Hoang Ngoc Dong. Lich sir phat trien dia chat trong giai doan Eoxen-Oligoxen Dong Вас bon trung Ciru Long // Tap chi dau khi. - 2011. - So 7. - Tr. 29-32.

80. Hoang Van Quy, Pham Xuan Son, Dang Due Nhan. Mot phan mem toi uu cho cong tac xir ly tai lieu Dia vat ly gieng khoan, khao sat da mong // Hoi nghi khoa hoc ky niem 20 nam thanh lap XNLD Vietsovpetro va khai thac tan dau thu 100 tricu. - Vung Tau. Vietsovpetro, 2001. - tr. 131-137.

81. Isaev V.I., Nguen H. B. Cavitation in oil-gas reservoirs of crystalline basement from the well logging data on the White Tiger field in Vietnam // Russian Journal of Pacific Geology. - 2013. - Vol. 7. - № 4. - pp. 237-246.

82. Le Trieu Viet. Sir tien hoa bon trung Ciru Long trong moi quan he vai dia dong lire khu virc // Bao cao KHKH: 30 nam thanh lap Lien doan Dia chat Mien Nam. Tap san Dia chat-Tai nguyen-Moi truong Nam Viet Nam, TP Ho Chi Minh, 2005. - Tr. 52-61.

83. Ngo Thuong San, Cu Minh Hoang. Kien tao Mezo-Kainozoi va sir hinh thanh tang chua mong nurt ne be Ciru Long. // Tap chi dau khi. - 2009. - So 3. - Tr. 15-21.

84. Nguyen Lien Thuy, Pham Thi Phugng. Nghien ciru dac trung ky thuat cac gieng khai thac va bom ep qua dong thai cua cac di thuong nhiet do // Hoi nghi khoa hoc ky niem 20 nam thanh lap XNLD Vietsovpetro va khai thac tan dau thu 100 trieu. Vung Tau. XNLD Vietsovpetro, 2001. -Tr. 154-161.

85. Pham Xuan Son, Bui NO Diem Loan. Danh gia hieu qua cong tac khao sat dia vat ly gieng khoan phuc vu nghien ciru than dau da mong nut ne mo Bach Ho // Tuyen tap bao cao hoi nghi khoa hoc ky thuat Dia vat ly Viet Nam lan thu 5. Ha Noi: Nha xuat ban khoa hoc va ky thuat, 2011. - Tr. 153-163.

86. Pham Xuan Son, Mai Van Binh, Nguyen Lien Thuy. Evaluation of fractured basement using sonic waveforms, case studies from White Tiger and Dragon fields // Fractured basement reservoir. - Ha Noi: Science and Technics Publishing House, 2006. - pp. 246-252.

87. Pham Xuan Son, Mai Van Binh. Dinh cac khoang trien vong trong mong nut ne Bach Ho, Rong tir phan tich song am hoc Stoneley // Hoi nghi khoa hoc ky niem 20 nam thanh lap XNLD Vietsovpetro va khai thac tan dau thu 100 trieu. Vung Tau. XNLD Vietsovpetro, 2001. -Tr. 162-168.

88. Pham Xuan Son, Nguyen Lien Thuy, Chu Due Trung. Monitoring oil production in fractured basement reservoir by using production logs // Fractured basement reservoir. - Ha Noi: Science and Technics Publishing House, 2006. - pp. 253-268.

89. Poppelreiter M., Garcia-Carballido C., Kraaijveld M.A. Dipmeter And Borehole Image Log Technology. - Colorado.: American Association of Petroleum Geologists. Aapg Memoir 92,

2010. - 312 p.

90. Son P.X., Quy H.V., Nhan D.D. Basroc 3.0 - A special software for processing wireline log in fractured basement // Fractured basement reservoir. - Ha Noi: Science and Technics Publishing House, 2006. - pp. 459^167.

91. Tran Le Dong, Phung Dac Hai, Pham Tuan Dung. Fault related reservoirs in Cuu Long basin of Viet Nam shelf // Journal of Geology. Ha Noi. - 1999. - B/13-14. - P. 156-157.

92. Trinh Xuan Cuong, Le Trong Tin. Tai lieu bao cao nghien curu khoa hoc cap nganh "Nghien cuu phat hien cac bay phi cau tao a be Cuu Long va de xuat cac doi tuong tim kiem tham do tren ca sa tai lieu Dia vat ly, Dia chat den thang 6 nam 2004". Ha Noi: Vien dau khi Viet Nam, 2007. -53 Tr.

Фондовые источники:

93. Киреев Ф.А. Гидротермальный литогенез как фактор формирования коллекторов нефти в породах фундамента. Отчет "Геолого-геофизическое обобщение результатов литолого-петрофизических и геофизических исследований скважин месторождения Белый Тигр". Дополн. №2 к контракту 55-046/02000 от 21.06.1990г. - М.: ГАНГ им. Губкина, 1991,- 124 с.

94. Киреев Ф.А. Отчет по теме «Литолого-петрографическая характеристика пород фундамента и осадочного чехла». - Вунгтау: НИПИморнефтегаз, 2005. - 58 с.

95. Киреев Ф.А. Результаты лабораторных экспериментов по растворимости магматических пород в соляной кислоте. Отчет по "Программе комплексных исследований по разработке оптимальных технологий кислотных обработок на месторождении Белый Тигр". - Вунгтау: НИПИморнефтегаз, 1994. - 52 с.

96. Шон Ф.С., Ланг Л.Д., Румянцева О.В. и др. Отчет по теме «Перечет запасов нефти и газа месторождения Белый Тигр по состоянию 07.2011». - Вунг Тау: НИПИморнефтегаз,

2011,- 240 с.